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UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO
FACULDADE DE ECONOMIA, ADMINISTRAÇÃO E CONTABILIDADE
DEPARTAMENTO DE CONTABILIDADE E ATUÁRIA
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM CONTROLADORIA E CONTABILIDADE
MARIA ELISABETH MOREIRA CARVALHO ANDRADE
Desafios na mensuração dos ativos para a formação das tarifas no setor de distribuição
de energia elétrica: diagnóstico e propostas de equacionamento
São Paulo
2015
Prof. Dr. Marco Antonio Zago
Reitor da Universidade de São Paulo
Prof. Dr. Adalberto Américo Fischmann
Diretor da Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade
Prof. Dr. Gerlando Augusto Sampaio Franco de Lima
Chefe do Departamento de Contabilidade e Atuária
Prof. Dr. Andson Braga de Aguiar
Coordenador do Programa de Pós-Graduação em Controladoria e Contabilidade.
MARIA ELISABETH MOREIRA CARVALHO ANDRADE
Desafios na mensuração dos ativos para a formação das tarifas no setor de distribuição
de energia elétrica: diagnóstico e propostas de equacionamento
Tese apresentada ao Departamento de Contabilidade
e Atuária da Faculdade de Economia, Administração
e Contabilidade da Universidade de São Paulo,
como parte dos requisitos para obtenção do grau de
Doutor em Ciências.
Área
de
Concentração:
Controladoria
e
Contabilidade
Orientador: Prof. Dr. Eliseu Martins
Versão Corrigida
(versão original disponível na Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade)
São Paulo
2015
Autorizo a reprodução e divulgação total ou parcial deste trabalho, por qualquer meio
convencional ou eletrônico, para fins de estudo e pesquisa, desde que citada a fonte.
FICHA CATALOGRÁFICA
Elaborada pela Seção de Processamento Técnico do SBD/FEA/USP
Andrade, Maria Elisabeth Moreira Carvalho
Desafios na mensuração dos ativos para a formação das tarifas no
setor de distribuição de energia elétrica: diagnóstico e propostas de
equacionamento / Maria Elisabeth Moreira Carvalho Andrade. -São Paulo, 2015.
212 p.
Tese (Doutorado) – Universidade de São Paulo, 2015.
Orientador: Eliseu Martins.
1. Contabilidade 2. Setor elétrico 3. Tarifas 4. Justo valor I. Universidade de São Paulo. Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade. II. Título.
CDD – 657
AGRADECIMENTOS
A Deus, por guiar meus passos, levando-me a galgar mais um degrau na minha
trajetória profissional.
Ao meu marido Adilson, presente em todos os momentos. Obrigada pelo apoio
irrestrito, carinho e compreensão. Às minhas filhas, Ana Carolina e Juliana, que tão
amorosamente entenderam a minha ausência. À minha neta, Ana Laura, que veio ao mundo
quando da minha aprovação no doutorado, proporcionando essa jornada menos árdua. À
minha mãe Ana Maria, pela vida e educação; aos meus irmãos e a todos os meus
familiares, sempre solícitos. Contar com vocês foi muito importante nessa caminhada.
Ao meu orientador, Prof. Dr. Eliseu Martins, pela orientação, pela paciência e pela
oportunidade de aprendizado acadêmico. É uma honra e privilégio fazer parte do seleto rol de
seus orientandos.
À Universidade Federal de Uberlândia – UFU, que me concedeu afastamento nos dois
últimos anos deste estudo e o apoio financeiro do Programa de Apoio à Qualificação da UFU
(QUALI-UFU). Agradeço, ainda, aos colegas docentes e funcionários da FACIC-UFU, pelo
suporte e incentivo, em especial, às Professoras Denise e Lísia, pela troca de experiências e
angústias durante essa caminhada.
Ao Prof. Dr. Dorel Soares Ramos, pelas valiosas contribuições quando da minha
qualificação.
Agradeço em especial ao Prof. Dr. Francisco Anuatti Neto pela enorme contribuição
para o aprimoramento desta tese ao ler e reler este estudo, na fase de qualificação e de defesa
e pela atenção dispensada.
Ao corpo docente da FEA/USP, pela oportunidade que me foi dada e pelo
conhecimento compartilhado. A todos os funcionários da FEA/USP, pela presteza nas
informações e auxílio.
Aos meus colegas de doutorado, pelo convívio, apoio e aprendizado dentro e fora de
sala de aula. Agradeço à Bárbara Voss e à Renata Takamatsu, pela ajuda irrestrita na
disciplina de Contabilometria.
Minha gratidão especial ao Janilson Suzart, pelo apoio nos momentos de mais
incertezas no desenvolvimento deste estudo e pelo auxílio no tratamento estatístico, que o fez
de extrema boa vontade e paciência.
Por fim, meus agradecimentos a todos que de alguma forma participaram dessa
jornada e, mesmo os não citados nominalmente encontram-se em minha eterna lembrança e
gratidão.
“Quanto mais aumenta nosso conhecimento,
mais evidente fica nossa ignorância”.
(John F. Kennedy)
RESUMO
Andrade, M.E.M.C. (2015). Desafios na mensuração dos ativos para a formação das tarifas
no setor de distribuição de energia elétrica: diagnóstico e propostas de
equacionamento. Tese de Doutorado, Faculdade de Economia, Administração e
Contabilidade, Universidade de São Paulo, São Paulo.
Esta tese contribui para fomentar a discussão sobre a necessidade de se explorarem métodos
alternativos de avaliação da base de ativos para o cálculo das tarifas públicas. O setor
analisado foi o de energia elétrica, sendo as tarifas determinadas pela ANEEL, de acordo com
o modelo de regulação adotado, que atualmente se utiliza da abordagem do Valor Novo de
Reposição – VNR para mensurar os investimentos realizados pelas concessionárias que
impactam diretamente no valor das tarifas aos usuários finais. Por isso, foram investigados os
métodos e abordagens de mensuração da base de remuneração dos ativos do setor elétrico que
podem conduzir ao justo valor para o equilíbrio entre a modicidade tarifária para o
consumidor e o retorno adequado dos investimentos às concessionárias (cabe ressaltar que a
expressão ‘justo valor’ foi utilizada para não confundir com o termo contábil ‘valor justo’).
Nesse contexto, é primordial garantir a razoabilidade dos serviços em termos de preço e
qualidade e, ao mesmo tempo, proporcionar aos monopolistas meios suficientes para a
manutenção e operação e, ainda, incentivos para novos investimentos e retorno do capital
adequado. Os testes empíricos foram desenvolvidos a partir de dados disponibilizados no site
da ANEEL e de informações obtidas nas demonstrações financeiras das distribuidoras de
energia elétrica no segundo e terceiro ciclos de revisão tarifária periódica. Especial ênfase foi
dada aos métodos de mensuração Valor Novo de Reposição - VNR e Custo Histórico
Corrigido – CHC, sendo este último atualizado pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo
– IPCA e também pelo Índice Geral de Preços – Mercado – IGP-M. Após todas as análises
realizadas, pode-se inferir que o método com base no custo histórico corrigido atualizado pelo
IPCA pode levar ao justo valor, tanto para o investidor quanto para o consumidor, mesmo que
o regulador possua mecanismos de correção como o Fator X, por exemplo, o que
normalmente não ocorre quando do uso do VNR. Não foi intenção buscar uma base de
avaliação ideal única, muito menos verdades absolutas e, sim, demonstrar os efeitos de cada
conceito e critério no tratamento da base de remuneração regulatória dos ativos e sua
influência na problemática da determinação da tarifa.
Palavras-Chave: Mensuração de Ativos; Setor Elétrico; Tarifas; Concessões; Justo Valor
ABSTRACT
Andrade, M.E.M.C. (2015). Challenges in the measuring of assets to set tariffs in the electric
energy distribution sector: diagnosis and proposed solutions. Doctoral Dissertation,
School of Economics, Business Administration and Accounting, University of São
Paulo, São Paulo.
This dissertation contributes to encourage the discussion about the need to explore alternative
methods to assess the asset base for the calculation of public tariffs. The electric energy sector
was analyzed. The tariffs are determined by ANEEL, according to the regulatory model
adopted, which currently uses the New Replacement Value – NRV to measures the
investments made by the providers that directly influence the tariffs for the end users.
Therefore, the methods and approaches to measure the basis for calculating remuneration on
assets in the electric energy sector were investigated, which can lead to a fair and balanced
value between a reasonable tariff for the consumer and an appropriate return on the providers’
investments. (it should be noted that the term 'fair and balanced value' was used not to be
confused with the accounting term 'fair value'). In this context, it is fundamental to guarantee
the reasonability of the services in terms of price and quality and, at the same time, provide
the monopoly holders with sufficient means for maintenance and operation, as well as
incentives towards new investments and an appropriate return on capital. The empirical tests
were developed based on data available on the ANEEL website and information obtained in
the financial statements of the electric energy providers in the second and third periodic tariff
review cycles. Special emphasis was put on the measuring methods New Replacement Value
– NRV and Corrected Historical Cost – CHC, the latter updated by the National Extended
Consumer Price Index – IPCA as well as the General Price Index - Market – IGP-M. After all
analyses, it can be inferred that the method based on the corrected historical cost updated by
the IPCA can lead to the fair and balanced value for investors as well as consumers, even if
the regulator has correction mechanisms like the X Factor, for example, which normally is not
the case when the NRV is used. The goal was not to seek a single ideal evaluation base, and
even less absolute truths, but to demonstrate the effects of each concept and criterion in the
baseline treatment of the assets’ regulatory remuneration and its influence on the tariff
determination problem.
Key Words: Asset Measuring; Electric Sector; Tariffs; Concessions; Fair and Balanced Value
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Ambiente Setorial Pós-Desverticalização ........................................................... 18
Figura 2 - Modelos de Controle de Preços Regulados......................................................... 19
Figura 3 - Desafios do Regulador .......................................................................................... 21
Figura 4 - Componentes Principais da Tarifa ..................................................................... 22
Figura 5 - Anatomia da Tarifa de Energia Elétrica com Tributos. ................................... 23
Figura 6 - Anatomia da Tarifa de Energia Elétrica sem Tributos ..................................... 24
Figura 7 - Abordagens para o Cálculo dos Ativos ............................................................... 45
Figura 8 - Vantagens e Desvantagens do CHC e CR .......................................................... 58
Figura 9 - Consequências da Aplicação dos Métodos ......................................................... 59
Figura 10 - Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas Realizadas pela Aneel ..................... 68
Figura 11 - Estágios da Revisão Tarifária Periódica........................................................... 68
Figura 12 - Reposicionamento Tarifário .............................................................................. 71
Figura 13 - Movimentação da Base Blindada ...................................................................... 80
Figura 14 - Resultados da Avaliação da Base de Ativos no 1º Ciclo .................................. 92
Figura 15 - Resultados da Avaliação da Base de Ativos no 2º Ciclo .................................. 98
Figura 16 - Média Lucro Societário x Lucro Regulatório ................................................ 108
Figura 17 - Média Ativo Total Societário x Média Ativo Total Regulatório .................. 109
Figura 18 - Patrimônio Líquido Societário x Patrimônio Líquido Regulatório ............. 110
Figura 19 – Amostra Final da Pesquisa .............................................................................. 117
Figura 20 - Dendrograma – Análise de Clusters Hierárquica – 2º CRTP – IPCA ....... 138
Figura 21 - Relação das empresas cujos resultados não se alteram, independentemente,
do índice de inflação 2º CRTP ............................................................................................. 144
Figura 22 - Dendrograma – Análise de Clusters Hierárquica - 3º CRTP – IPCA ......... 157
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Tarifas Médias sem Tributos de 2014 e 2015 ..................................................... 22
Tabela 2 - Modelo da Base de Remuneração Regulatória .................................................. 39
Tabela 3 - Comparação do Imobilizado Líquido ................................................................. 52
Tabela 4 - Evolução do Imobilizado em Dez Anos sem Correção Monetária ................... 53
Tabela 5 - Evolução do Imobilizado em Dez anos com Correção Monetária ................... 53
Tabela 6 - Comparação dos Métodos.................................................................................... 60
Tabela 7 - Inflação de 1999 a 2013 ........................................................................................ 64
Tabela 8 - Percentual das Obrigações Especiais em Relação ao AIS ................................ 74
Tabela 9 - Percentual dos Bens Totalmente Depreciados em Relação ao AIS ................. 75
Tabela 10 - Reposicionamento Tarifário .............................................................................. 79
Tabela 11 - Variações das BRRb de 61 Concessionárias de 2003 a 2006 .......................... 87
Tabela 12 - Variação da BRRb de 28 Distribuidoras no 1º ciclo ....................................... 88
Tabela 13 - Variação da BRRb de 17 Distribuidoras no 1º ciclo ...................................... 90
Tabela 14 - Variação da BRRb de 16 Distribuidoras no 1º ciclo ....................................... 91
Tabela 15 - Variações das BRRb do 1º e 2º Ciclos de 61 Concessionárias ........................ 94
Tabela 16 - Variação da BRRb de 14 Empresas no 2º ciclo ............................................... 95
Tabela 17 - Variação da BRRb de 30 Empresas no 2º ciclo ............................................... 96
Tabela 18 - Variação da BRRb de 17 Empresas no 2º ciclo ............................................... 97
Tabela 19 - Variações das BRRb de 61 Concessionárias de 2012 e 2013 .......................... 99
Tabela 20 - Variação da BRRb de 34 Empresas no 3º ciclo ............................................. 100
Tabela 21 - Variação da BRRb de 27 Empresas no 3º ciclo ............................................. 101
Tabela 22 - Convergência do Imobilizado para o Modelo Bifurcado (ICPC01) ............ 105
Tabela 23 - Variação das Despesas de Depreciação/Amortização ................................... 107
Tabela 24 - Média do Lucro Societário x Médio Lucro Regulatório ............................... 108
Tabela 25 - Ativo Total Societário x Ativo Total Regulatório Médio .............................. 109
Tabela 26 - PL Total Societário x PL Total Regulatório Médio ...................................... 110
Tabela 27 - Base de Remuneração Regulatória – AES SUL – 2º CRTP - IPCA ............ 125
Tabela 28 - Índice de Reposicionamento Tarifário AES SUL – 2º CRTP...................... 126
Tabela 29 - Ativo Imobilizado em Serviço – AIS – 2º CRTP – IPCA ............................ 128
Tabela 30 - Resultado do IRT a VNR e CHC – 2º CRTP – IPCA ................................... 130
Tabela 31 - ROE a VNR e CHC – 2º CRTP – IPCA ........................................................ 133
Tabela 32 - Estatísticas Univariadas – 2º CRTP – IPCA .................................................. 134
Tabela 33 - Teste de Normalidade Kolmogorov-Smirnov – 2º CRTP - IPCA ................ 136
Tabela 34 - Resultados do teste Wilcoxon – 2º CRTP – IPCA ......................................... 136
Tabela 35 - Resultado dos Postos do Teste de Wilcoxon da Variável ROE – 2º CRTP –
IPCA ...................................................................................................................................... 137
Tabela 36 - Resultados da Análise de Variância – ANOVA – 2º CRTP – IPCA ............ 139
Tabela 37 - Estatísticas Univariadas – Conglomerado 1 – 2º CRTP – IPCA.................. 139
Tabela 38 - Resultados do teste Wilcoxon – Conglomerado 1 – 2º CRTP – IPCA ......... 140
Tabela 39 - Estatísticas Univariadas – Conglomerado 2 – 2º CRTP – IPCA.................. 141
Tabela 40 - Resultados do teste Wilcoxon – Conglomerado 2 – 2º CRTP – IPCA ......... 142
Tabela 41 - Resultados Alterados em Virtude do Indice de Inflação Utilizado – 2º CRTP
................................................................................................................................................ 144
Tabela 42 - Resultados do teste Wilcoxon – 2º CRTP – IGP-M ....................................... 145
Tabela 43 - Resultados do teste de Wilcoxon – Conglomerado 1 – 2º CRTP – IGP-M . 147
Tabela 44 - Resultados do teste Wilcoxon – Conglomerado 2 – 2º CRTP – IGP-M ...... 147
Tabela 45 - Ativo Imobilizado em Serviço – AIS – 3º CRTP – IPCA 149
Tabela 46 - Resultado do IRT a VNR e CHC – 3º CRTP – IPCA ................................. 151
Tabela 47 - ROE a VNR e CHC - 3º CRTP - IPCA .......................................................... 153
Tabela 48 - Estatística Univariada - 3º CRTP – IPCA ...................................................... 154
Tabela 49 - Teste de Normalidade Kolmogorov-Smirnov – 3º CRTP – IPCA ............... 155
Tabela 50 - Resultados dos testes Não-Paramétricos – 3º CRTP – IPCA ....................... 156
Tabela 51 - Resultado dos Postos do teste de Wilcoxon da Variável ROE – 3º CRTP –
IPCA ...................................................................................................................................... 157
Tabela 52 - Resultados da Análise de Variância – ANOVA – 3º CRTP – IPCA ............ 158
Tabela 53 – Estatísticas Univariadas – Conglomerado 1 – 3º CRTP – IPCA ................. 158
Tabela 54 - Resultados dos testes Wilcoxon e t de Student – Conglomerado 1 – 3º CRTP
– IPCA ................................................................................................................................... 159
Tabela 55 - Estatísticas Univariadas – Conglomerado 2 – 3º CRTP - IPCA .................. 160
Tabela 56 - Resultados dos testes Wilcoxon e t de Student – Conglomerado 2 – 3º CRTP
- IPCA .................................................................................................................................... 160
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ABRADEE
ACCC
AIR
AIS
ANEEL
BRR
BRRb
BRRl
CA
CCC
CF
CFC
CH
CHC
CHD
COFINS
CMB
CMI
CNAEE
COM
CPC
CR
CRC
CROD
CVM
DEC
DFC
DIC
DICRI
DMIC
DVA
EP
EEF
FASB
FEC
FGV
FIC
IA
IAD
IASB
IBGE
ICMS
ICPC
IGP-M
IPC
Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica
Australian Competition and Consumer Commission
Avaliação de Impacto Regulatório
Ativo Imobilizado em Serviço
Agência Nacional de Energia Elétrica
Base de Remuneração Regulatória
Base de Remuneração Regulatória Bruta
Base de Remuneração Regulatória Líquida
Custos Adicionais
Custo Corrente Corrigido
Constituição Federal
Conselho Federal de Contabilidade
Custo Histórico
Custo Histórico Corrigido
Custo Histórico Depreciado
Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social
Correção Monetária do Balanço
Correção Monetária Integral
Conselho Nacional de Águas e Energia Elétrica
Componentes Menores
Comitê de Pronunciamentos Contábeis
Custo de Reposição
Conta de Resultado a Compensar
Custo de Reposição Otimizado e Depreciado
Comissão de Valores Mobiliários
Duração Equivalente de Interrupção por Unidade Consumidora
Demonstração do Fluxo de Caixa
Duração de interrupção individual por unidade consumidora
Duração da interrupção individual ocorrida em dia crítico por unidade
consumidora ou ponto de conexão
Duração máxima de interrupção contínua por unidade consumidora ou
ponto de conexão
Demonstração do Valor Adicionado
Equipamentos Principais
Equilíbrio Econômico Financeiro
Financial Accounting Standards Board
Frequência Equivalente de Interrupção
Fundação Getúlio Vargas
Frequência de interrupção individual por unidade consumidora
Índice de Aproveitamento
Índice de Aproveitamento Depreciado
International Accounting Standards Board
Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística
Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços
Interpretação Técnica do Comitê de Pronunciamentos Contábeis
Índice Geral de Preços – Mercado
Índice Geral de Preços
IPCA
IRT
JOA
MCF
MCSE
MCSPE
MEA
MP
NARUC
NT
OCPC
ODRC
ODV
OE
OR
PIS
PND
QRR
RC
RGR
ROE
RR
RT
RTE
RTP
RV
SFF
TCU
UAR
UC
VBR
VMU
VNR
WACC
Índice de Preços ao Consumidor Amplo
Índice de Aproveitamento Tarifário
Juros sobre Obras em Andamento
Manutenção do Capital Financeiro
Manual de Contabilidade do Setor Elétrico
Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica
Modern Equivalent Asset
Medida Provisória
National Association of Regulatory Utility Comission
Nota Técnica
Orientação Técnica do Comitê de Pronunciamentos Contábeis
Optimised Depreciated Replacement Cost
Optimised Deprival Value
Obrigações Especiais
Outras Receitas
Programa de Integração Social
Plano Nacional de Desestatização
Quota de Reintegração Regulatória
Remuneração do Capital
Reserva Global de Reversão
Retorno sobre o Patrimônio
Receita Requerida
Reposicionamento Tarifário
Revisão Tarifária Extraordinária
Revisão Tarifária Periódica
Receita Verificada
Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira
Tribunal de Contas da União
Unidade de Adição e Retirada
Unidade de Cadastro
Valor Base de Remuneração
Valor de Mercado em Uso
Valor Novo de Reposição
Weighted Averaged Cost of Capital
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ................................................................................................................... 17
1.1 Contextualização............................................................................................................... 17
1.1.1 Reformulações no Setor Elétrico Brasileiro ................................................................ 20
1.2 Problema de Pesquisa....................................................................................................... 25
1.3 Objetivos ............................................................................................................................ 26
1.4 Justificativa ....................................................................................................................... 26
1.5 Levantamento das Hipóteses ........................................................................................... 33
1.6 Estrutura da pesquisa ...................................................................................................... 34
2 REVISÃO CONCEITUAL ................................................................................................. 37
2.1 A ‘Justeza’ do Justo Valor ............................................................................................... 37
2.2 Base de Remuneração Regulatória – BRR ..................................................................... 38
2.2.1 Mensuração do Ativo .................................................................................................... 40
2.2.2 Mensuração dos Ativos do Setor de Distribuição de Energia Elétrica ..................... 42
2.2.2.1 Custo Histórico (CH) .................................................................................................. 49
2.2.2.2 Custo Histórico Corrigido (CHC) ............................................................................. 50
2.2.2.3 Custo de Reposição (CR) ........................................................................................... 54
2.2.2.3.1 Custo de Reposição Otimizado e Depreciado (CROD) ........................................ 55
2.2.2.3.2 Valor Novo de Reposição (VNR) ............................................................................ 56
2.2.3 Vantagens e Desvantagens do CHC e CR ................................................................... 57
2.2.4 Híbrido............................................................................................................................ 60
2.3 Depreciação ....................................................................................................................... 61
2.4 Inflação .............................................................................................................................. 63
3. METODOLOGIA DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA - RTP .......................... 67
3.1 Componentes da Metodologia de Revisão Tarifária Periódica .................................... 70
3.1.1 Reposicionamento Tarifário ......................................................................................... 70
3.1.2 Base Blindada e Incremental ........................................................................................ 79
3.1.3 Fator X ............................................................................................................................ 81
3.2 Histórico da Metodologia de Revisão Tarifária Periódica ........................................... 82
3.2.1 Tratamento da Base de Remuneração nos Ciclos de Revisão Tarifária Periódica . 83
3.2.1.1 Primeiro Ciclo de Revisão Tarifária Periódica (2003 a 2006) ................................ 85
3.2.1.2 Segundo Ciclo de Revisão Tarifária Periódica (2007 a 2010)................................. 93
3.2.1.3 Terceiro Ciclo de Revisão Tarifária Periódica (2011 a 2014)................................. 98
4. CONTABILIDADE SOCIETÁRIA x REGULATÓRIA ............................................. 103
4.1 Estudos Realizados sobre a Contabilidade Regulatória e a Adoção do ICPC 01 ..... 112
5. PROCEDIMENTOS, APRESENTAÇÃO E DISCUSSÃO DOS RESULTADOS .... 115
5.1 Procedimentos iniciais .................................................................................................... 115
5.1.1 Tratamento da Amostra.............................................................................................. 118
5.1.2 Tratamento Estatístico ................................................................................................ 122
5.2 Apresentação e Discussão dos Resultados Encontrados do 2º CRTP ........................ 124
5.2.1 Abordagem Analítica do 2º CRTP - IPCA ................................................................ 125
5.2.2 Análise Estatística do 2º CRTP - IPCA ..................................................................... 134
5.2.3 Análises e Resultados Sintéticos da Atualização Monetária pelo IGP-M – 2º CRTP
................................................................................................................................................ 142
5.3 Apresentação e Discussão dos Resultados do 3º CRTP............................................... 148
5.3.1 Abordagem Analítica do 3º CRTP - IPCA ................................................................ 148
5.3.2 Análise Estatística do 3º CRTP - IPCA ..................................................................... 154
5.3.3 Análises e Resultados Sintéticos da Atualização Monetária pelo IGP-M – 3º CRTP
................................................................................................................................................ 161
5.4 Conclusões das Evidências Encontradas ...................................................................... 165
6. CONSIDERAÇÕES FINAIS ........................................................................................... 171
6.1 Principais Contribuições ................................................................................................ 173
APÊNDICES ......................................................................................................................... 185
17
1 INTRODUÇÃO
Esta tese contribui para uma reflexão crítica acerca dos diversos métodos e
abordagens de mensuração da base de remuneração dos ativos no setor elétrico brasileiro,
discute a metodologia atualmente empregada pelo regulador e levanta as consequências da
manutenção ou não do critério adotado, tendo em vista que esses componentes impactam
diretamente na formação das tarifas de energia elétrica.
O trabalho procura reduzir a lacuna existente na literatura contábil não só quanto à
mensuração dos ativos, mas também sobre a contabilidade aplicada à regulação de serviços
públicos. São exíguos os artigos científicos quanto ao tema; o que predomina na respectiva
área são as publicações de consultores.
1.1 Contextualização
O setor elétrico é composto de quatro segmentos distintos: geração, transmissão,
distribuição e comercialização. Em primeiro lugar, ocorre a geração, que compreende a
produção de energia elétrica. Em seguida, a transmissão, pela qual ocorre o transporte de
longa distância da energia em alta tensão. No setor de distribuição, a energia em baixa tensão
é levada aos consumidores pelas redes elétricas. E, mais recentemente, instituiu-se a
comercialização1, possibilitando aos consumidores finais firmarem contratos com os
prestadores de serviços varejistas e não somente com a distribuidora da região onde estão
inseridos.
Até a década de 1980, em nível mundial, as atividades eram integradas, comumente
chamadas de empresas verticalizadas. Nessa época, teve início um movimento universal de
reforma e reestruturação nas empresas de energia elétrica (Santana Júnior, 2004). Uma das
principais alterações foi a desverticalização do setor de energia, ou seja, a separação dos
quatro segmentos. Esse processo teve por objetivo promover a competição nos segmentos de
1
A comercialização pode ainda ser exercida com a atividade de distribuição.
18
geração e comercialização, bem como incentivar as eficiências produtiva e econômica da
transmissão e distribuição, que são segmentos considerados monopólios naturais2.
Quando há monopólio natural, os consumidores não possuem alternativas para a
substituição do serviço, por isso a intervenção do Estado é necessária para buscar, com a
regulação, preço justo e qualidade na prestação dos serviços.
Segundo Brennan, Palmer e Martinez (2002), a reestruturação do setor elétrico
consiste em um mercado competitivo para os segmentos de geração e comercialização,
acompanhada de uma regulamentação eficaz para os demais segmentos (transmissão e
distribuição) e, ainda, políticas apropriadas. A Figura 1 ilustra esse aspecto.
Desregulamentado
Regulamentado
Regulamentado
Desregulamentado
Geração
Mercado
Competitivo
Transmissão
Monopólio
Natural
Distribuição
Comercialização
Monopólio
Natural
Mercado
Competitivo
Figura 1 - Ambiente Setorial Pós-Desverticalização
Fonte: Elaborado pela autora
Para buscar a eficiência das empresas que operam monopólio natural, o regulador
precisa proporcionar incentivos para as concessionárias como se estivessem em um ambiente
competitivo, impedindo que os consumidores arquem com os custos da ineficiência dos
investidores.
Várias formas de regulação são utilizadas para a fixação do preço das tarifas,
podendo-se dividi-las em duas categorias principais: regulação por custo e por incentivos. A
regulação por incentivos é uma abordagem geral que inclui vários mecanismos de regulação
2
O monopólio natural ocorre quando uma empresa tem capacidade de produção para todo o mercado com um
custo menor ao que existiria, caso houvesse várias empresas (Pindyck & Rubinfeld, 2010).
19
(Receita Máxima, Preço Teto e por comparação, dentre outros). A Figura 2 apresenta os
regimes regulatórios mais utilizados para o controle de preços.
Métodos de controles
regulatórios de preços
Regulação baseada nos custos
Regulação por incentivos
CapRegulation
Taxa de Retorno
(Rate-of-Return)
Receita Máxima
(Revenue Cap)
Preço Teto
(Price-Cap)
Comparação
(Yardstick)
Figura 2 - Modelos de Controle de Preços Regulados
Fonte: Petrov, Ajodhia, Grote e Resnjanskij (2010)
Apesar das diferenças, a garantia de retorno justo para os investidores sem
proporcionar elevados custos aos consumidores é defendida pelos dois modelos. O estudo
realizado pela National Association of Regulatory Utility Comission dos Estados Unidos
(NARUC), em 2000, destaca que toda regulação possui incentivos, mas em proporções
diversas, dependendo das especificidades, inclusive, da abordagem tradicional de taxa de
retorno.
Em 2005, Kirkpatrick, Parker e Zhang realizaram uma pesquisa em sessenta órgãos
reguladores de 36 países com economias em desenvolvimento e transição, dentre eles, Brasil,
México, Uruguai, Venezuela e África do Sul. Os autores identificaram que: 24 (40%) desses
órgãos reguladores utilizavam o regime price cap; 17 (28%), rate of return regulation; 13
(22%) tinham os preços regulados diretamente do governo; e os 10% restantes utilizavam
outros métodos. O estudo ainda revelou que, no setor elétrico, 11 países utilizavam a
regulação de custos de serviços, e 7 países, o preço teto. Já, no setor de telecomunicações,
ocorre o contrário: 16 utilizam preço teto, e cinco, custo de serviços, ou seja, no setor elétrico,
de acordo com a amostra analisada pelos autores, a regulação pela taxa de retorno
predominou. Em nível mundial, sem a separação de economias desenvolvidas ou não, a
regulação pelo preço teto é a que prevalece nos últimos anos.
20
Já Cambini e Rondi (2010) investigaram o comportamento de 23 empresas de energia
de cinco países que compõem a União Europeia (Alemanha, Espanha, França, Itália e Reino
Unido) sob diferentes regimes regulatórios, no período de 1997 a 2007. Os resultados
demonstraram que os investimentos são maiores sob a regulação por incentivos do que pela
regulação da taxa de retorno.
Esse resultado vem de encontro aos estudos anteriores, os quais alegam que, sob a
regulação da taxa de retorno, as empresas tendem a fazer mais investimentos (Averch &
Jonhson, 1962; Jamison, 2005; Grout & Jenkins, 2001; Tahvanainen, Honkapuro, Partanen, &
Viljainen, 2012).
Entretanto, não existe um modelo superior ao outro, ou que atenda a todas as
especificidades de cada nação. Por isso, cada país precisa analisar os prós e contras de cada
modelo e adotar o que melhor se encaixe com a sua realidade econômica e jurídica e, se
necessário, desenvolver um modelo próprio de regulação.
1.1.1 Reformulações no Setor Elétrico Brasileiro
No Brasil, as reformulações no setor elétrico tiveram início na década de 1990, quando
ocorreram as primeiras privatizações de monopólios naturais. Assim, a determinação das
tarifas assume um papel preponderante nesse processo. Entretanto, quando da primeira
privatização, em julho de 1995, não havia um marco regulatório e uma agência reguladora
independente, ou seja, as regras do jogo não estavam definidas, mas o jogo já havia iniciado.
Por isso, em dezembro 1996, foi criada a Agência Nacional de Energia Elétrica
(ANEEL) com a função de regular e fiscalizar o setor, tendo iniciado suas atividades um ano
depois, em dezembro de 1997.
Em vista disso, a ANEEL ficou responsável por buscar o equilíbrio entre o governo,
consumidores e investidores, por meio de políticas públicas que proporcionassem a
sustentabilidade do setor, com uma justa remuneração ao investidor, modicidade tarifária para
o consumidor, com inclusão social e qualidade de vida, conforme ilustra a Figura 3.
21
GOVERNO
EQUILÍBRIO FISCAL
GERA/CONSOME
RECURSOS
CONSUMIDORES
POLÍTICAS
PÚBLICAS
MODICIDADE
TARIFÁRIA
ANEEL
SUSTENTABILIDADE
ATRAÇÃO DE
INVESTIMENTOS
INCLUSÃO SOCIAL
QUALIDADE DE VIDA
COMPETITIVIDADE
SEGURANÇA
REMUNERAÇÃO
INVESTIDORES
Figura 3 - Desafios do Regulador
Fonte: Pedrosa (2005)
Segundo dados da ANEEL, havia, em 1998, 43,3 milhões de unidades consumidoras3,
passando, já em 2013, de 72 milhões, um crescimento de mais de 60%. A maioria dos
consumidores são residenciais, mais de 80%, estando o restante distribuído entre a indústria,
o comércio e o setor rural.
Ademais, trata-se de um setor complexo, que necessita de capital intensivo, com
investimentos constantes. E, para a manutenção e continuidade dos serviços, é cobrada a
tarifa dos consumidores finais. Até a década de 1990, a tarifa era única em todo o país. A
partir de 1993, as tarifas passaram a ser diferenciadas, sendo fixadas, pela ANEEL, após as
revisões tarifárias por concessionária, que ocorrem geralmente de quatro em quatro anos. Em
2015, teve início a quarta revisão tarifária periódica.
Com o início das privatizações e ao longo desses vinte anos, as tarifas, bem como a
regulação como um todo, vêm sendo aperfeiçoadas. Em 2014, a tarifa média do país,
conforme demonstrado na Tabela 1, foi de $ 276,93 e, até agosto de 2015, a tarifa média do
país foi de $ 365,42, ambas sem a adição dos tributos, o que será demonstrado adiante.
3
Conjunto composto por instalações, equipamentos elétricos, condutores e acessórios, incluída a subestação,
quando do fornecimento em tensão primária, caracterizado pelo recebimento de energia elétrica em apenas um
ponto de entrega, com medição individualizada, correspondente a um único consumidor e localizado em uma
mesma propriedade ou em propriedades contíguas (Resolução Normativa nº 414/2010 da ANEEL).
22
Percebe-se uma variação média de 32% em relação a 2014, reflexo do aumento do custo da
energia em 2015.
Mas vale frisar que há uma elevada carga tributária na tarifa de energia elétrica, o que
não deixa de ser diferente de outros serviços públicos e produtos. No Brasil, não é novidade a
alta carga tributária cobrada, que é considerada uma das maiores do mundo.
Tabela 1 - Tarifas Médias sem Tributos de 2014 e 2015
Região
2014
2015* Variação
Centro-Oeste
R$ 273,63
R$ 365,23
33%
Nordeste
R$ 269,06
R$ 325,55
21%
Norte
R$ 303,77
R$ 360,56
19%
Sudeste
R$ 282,22
R$ 383,56
36%
Sul
R$ 264,04
R$ 359,91
36%
Média
R$ 276,93
R$ 365,42
32%
*Dados até agosto de 2015
Fonte: Dados da ANEEL
As tarifas são compostas por três custos distintos (sem os tributos), conforme mostra a
Figura 4. Assim, os consumidores pagam pela compra e transporte da energia e os encargos
setoriais4. Estes últimos são recursos pagos pelos contribuintes para custear a implantação de
políticas do Governo para o setor elétrico, como a universalização do fornecimento de
energia, funcionamento da ANEEL, criação de fontes alternativas de energia, pequenas
hidrelétricas, pesquisas científicas e tecnológicas, entre outras.
Por isso, a transparência de como estão sendo utilizados esses recursos é fundamental
para que o consumidor possa tomar conhecimento da aplicação desse capital que está sendo
desembolsado mensalmente por ele ao pagar a sua conta de energia.
Energia
Comprada
+
Transporte de Energia até as
unidades consumidoras
(transmissoras e distribuidoras)
+
Encargos
Setoriais
Figura 4 - Componentes Principais da Tarifa
Fonte: ANEEL
Contudo, como já foi citado, além desses custos, existem os tributos cobrados na
tarifa (onerando ainda mais a conta de energia) por parte dos três níveis de governo, que são:
4
São entendidos como Encargos Setoriais os custos não gerenciáveis suportados pelas concessionárias de
distribuição, instituídos por Lei, cujo repasse aos consumidores é decorrente da garantia do equilíbrio
econômico-financeiro contratual (Resolução Normativa nº 604/2014 da ANEEL).
23
(i)
Federais: PIS (Programa de Integração Social) e Cofins (Contribuição para o
Financiamento da Seguridade Social);
(ii)
Estadual: ICMS (Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Serviços);
(iii)
Municipal: Contribuição para Custeio do Serviço de Iluminação Pública.
Segundo dados da ANEEL5, de março de 2013, após a edição da Lei nº 12.783/2013,
que prorrogou as concessões e reduziu as tarifas de energia (essa lei será comentada mais
adiante), a anatomia da conta de energia é a que se encontra ilustrada na Figura 56, que está
comparando a composição antes e após a aplicação da lei.
Figura 5 - Anatomia da Tarifa de Energia Elétrica com Tributos.
Fonte: ANEEL
Note-se que os tributos e encargos perfazem um terço do total da tarifa. Em anos
anteriores, esse percentual era muito maior, lembrando que essa anatomia pode alterar um
pouco, dependendo de cada região. Comparando com os dados anteriores à edição da Lei, os
encargos e a transmissão diminuíram, que eram 9% e 7%, respectivamente. Os tributos não
alteraram. Já a compra de energia e distribuição aumentaram em 2% e 6%, respectivamente.
A Figura 6 demonstra a anatomia da tarifa de energia sem os tributos, por não serem
eles o foco deste estudo.
5
Adaptado de: http://www.aneel.gov.br/biblioteca/downloads/livros/PorDentrodaContadeLuz_2013.pdf
Vale salientar que, de 2013 a 2015, essa proporção pode ter sido alterada, mas ainda não está disponibilizada
no site da ANEEL.
6
24
Encargos
7%
Compra de
Energia
50%
Distribuição
39%
Transmissão
4%
Compra de Energia
Transmissão
Distribuição
Encargos
Figura 6 - Anatomia da Tarifa de Energia Elétrica sem Tributos
Fonte: ANEEL
Analisando a tarifa sem os tributos, o segmento de distribuição corresponde a 39% do
total e a compra passa para 50%. Após essa breve análise da anatomia da tarifa, destaca-se
agora o segmento de distribuição, que é o principal arrecadador do setor de energia elétrica,
sendo as distribuidoras o elo entre o setor elétrico e o consumidor final.
É no setor de distribuição que se encontram os custos gerenciáveis, ou seja, que são de
controle da empresa, sobre os quais pode ocorrer manipulações a favor dos investidores,
devido à assimetria informacional existente entre regulador e regulado, bem como devido ao
acesso desigual a informações cruciais para a tomada de decisões.
Segundo Macieira (2006), devido à assimetria de informações em relação aos ativos
elétricos e custos adicionais e a fiscalização imperfeita, pode-se inferir sobre a probabilidade
de as distribuidoras praticarem comportamento oportunista, enviando dados manipulados à
ANEEL com o objetivo de majorar as tarifas que ensejariam em risco moral.
Os custos gerenciáveis englobam os custos operacionais e de manutenção (pessoal,
materiais, aluguéis entre outros) e os custos de capital, que são os investimentos realizados,
sendo este último o foco deste estudo. E é papel da agência reguladora implementar ações
para coibir esse problema. Os custos de geração e transmissão (denominados custos não
gerenciáveis) fazem parte da tarifa faturada, que é de responsabilidade das distribuidoras,
sendo essas responsáveis em repassar esses custos para os agentes de geração e transmissão.
Assim, é de fundamental importância o papel da ANEEL na fiscalização do setor de
distribuição.
25
1.2 Problema de Pesquisa
Como já dito, as tarifas são determinadas pela ANEEL de acordo com o modelo de
regulação adotado (regulação por incentivos), que atualmente se utiliza da abordagem do
Valor Novo de Reposição – VNR7 para mensurar os investimentos realizados pelas
concessionárias, o que impacta diretamente no valor das tarifas aos usuários finais.
Entretanto, como já citado, existem abordagens alternativas que podem ser utilizadas
pelo regulador, como, por exemplo, custo histórico corrigido, custo de reposição otimizado e
depreciado, entre outros. Por isso, é importante discutir os métodos disponíveis e compará-los
com o critério atualmente adotado e as consequências de sua manutenção para o futuro da
regulação.
Assim, considerando o contexto apresentado, esta pesquisa buscará responder à
seguinte questão a ser investigada: Qual critério de avaliação de ativo, quando utilizado para o
cálculo da tarifa de energia elétrica, pode conduzir ao justo valor8 para o equilíbrio entre a
modicidade tarifária para o consumidor e o retorno adequado dos investimentos às
concessionárias?
King, Keohane e Verba (1994) argumentam que as pesquisas em ciências sociais
devem satisfazer dois critérios: serem importantes no mundo real e terem uma contribuição
específica para a literatura, aumentando a capacidade coletiva de construção de explicações
científicas verificadas a partir de algum aspecto do mundo.
Diante do exposto, este estudo é importante para o mundo real, ao tratar de um setor
essencial à vida humana e ao desenvolvimento econômico das nações. Devido à necessidade
de vultosos investimentos, a importância da mensuração dos ativos aumenta, pois esses ativos
são longo prazo, sujeitos a riscos de variação dos valores monetários e cambiais e que
impactam diretamente nas tarifas aos consumidores finais.
Ainda, o problema desta pesquisa é relevante e faz parte da vida cotidiana de toda a
população e, nesse sentido, esta tese auxilia na discussão dos diferentes métodos para a
mensuração dos ativos no setor elétrico, os quais impactam no valor das tarifas a serem pagas
7
Segundo a Resolução Normativa nº 640/2014 da ANEEL, VNR refere-se ao valor do bem novo, idêntico ou
similar ao avaliado, obtido a partir do banco de preços da concessionária, ou do banco de preços referenciais,
quando homologado, ou do custo contábil atualizado.
8
Para não confundir com o termo contábil ‘valor justo’, nesta tese, optou-se por utilizar o termo ‘justo valor’.
26
pelos consumidores, no retorno sobre o investimento das empresas e na continuidade da
prestação de serviços.
1.3 Objetivos
O justo valor é aquele que remunera adequadamente os investimentos e atende à
modicidade tarifária. Vários métodos e abordagens de mensuração de ativos são apresentadas
na literatura e podem conduzir ao justo valor. Assim, esta pesquisa tem como objetivo
principal identificar o método de avaliação de ativo que, quando utilizado para o cálculo da
tarifa de energia elétrica, pode conduzir ao justo valor para o equilíbrio entre a modicidade
tarifária para o consumidor e o retorno adequado dos investimentos às concessionárias.
A pesquisa visa, ainda, a alguns objetivos secundários:
(a)
Cooperar na determinação de políticas públicas justas para a fixação das tarifas
que impactam nos consumidores finais;
(b)
Auxiliar os consumidores na compreensão da metodologia de revisão tarifária,
seus componentes e o que estão ‘financiando’ para a efetiva prestação de
serviços presente e futura;
(c)
Preencher a lacuna existente na literatura nacional no que se refere à influência
da contabilidade na determinação das tarifas de energia;
(d)
Colocar em evidência o impacto nas tarifas quando da utilização de diferentes
índices de inflação.
1.4 Justificativa
Foster e Antmann (2004) destacam que a avaliação dos ativos é um dos aspectos mais
difíceis e controversos da regulação no setor de distribuição de energia elétrica, devido não
ser relacionada a um mercado competitivo. As várias metodologias disponíveis para a
mensuração de ativos, quando aplicadas, chegam a resultados divergentes, por isso deve-se
levar em consideração o contexto regulamentar e a qualidade das informações contábeis.
27
Na livre concorrência, o valor justo seria “o preço recebido pela venda de um ativo ou
que seria pago pela transferência de um passivo em uma transação não forçada entre
participantes do mercado na data da transação” (CPC 469, item 9).
A mensuração dos ativos do setor elétrico é um insumo fundamental para a
determinação das tarifas e pode afetar o retorno aos investidores no futuro, bem como os
preços pagos pelo consumidor.
Como já citado, trata-se de um setor que necessita de capital intensivo, com
investimentos continuados, sendo considerados parte integrante na determinação do preço da
tarifa aos consumidores. E, ao mesmo tempo, para atrair os investidores, é necessário um
retorno sobre o capital para a sua manutenção ao longo do tempo. Qualquer empresa
contratada pela administração pública tem o direito constitucional de manutenção do
equilíbrio econômico-financeiro (EEF) durante a vigência do contrato (Inciso XXI, do Art.
37 da CF/88). Entretanto, no caso das concessionárias, esse equilíbrio não pode representar a
anulação do princípio da modicidade tarifária10.
Por isso, é importante haver uma governança regulatória, pois, como esses são
contratos de longo prazo, não é possível contemplar todas as circunstâncias que podem vir a
ocorrer, sendo primordial preservar os interesses das partes envolvidas (Anuatti Neto, Pelin,
& Peano, 2004).
A governança deve contribuir para a limitação da ocorrência do oportunismo
governamental. Nesse ambiente, as concessionárias exigem mais garantias para realizar os
investimentos, principalmente, se forem investimentos afundados. Por isso, arranjos
institucionais eficientes com as regras e soluções de conflitos expostos claramente contribuem
para reduzir a possibilidade de comportamento oportunista por parte do governo.
Savedoff e Spiller (1999) destacam que as empresas, para cobrir os riscos de
oportunismo governamental, têm incentivos para proteger seus fluxos de caixa, bem como
para aumentar a contratação de funcionários permanentes ou não, em virtude de deterem
informações privilegiadas (informação assimétrica).
Em 1949, o Supremo Tribunal Federal dos Estados Unidos decidiu que o retorno para
o investidor deve ser compatível com os retornos sobre os investimentos em outras empresas
com riscos correspondentes. Esse retorno deve ser suficiente para garantir a confiança na
9
Pronunciamento Técnico do Comitê de Pronunciamento Contábil – CPC 46 – Mensuração a Valor Justo.
Possibilita o acesso universal e a utilização dos serviços públicos com tarifas acessíveis.
10
28
integridade financeira da empresa, de modo a manter o seu crédito e atrair capital (Myers,
1972).
É consenso que as concessionárias de serviço público devem receber um retorno
justo11 sobre o capital investido, e que sejam cobradas tarifas também justas dos
consumidores, com prestação de serviços de qualidade. O que se discute é o que se entende
por ‘justo’, ou seja, qual o justo valor que o investidor deve receber sobre os investimentos
realizados e, ainda, que proporcione a modicidade tarifária.
Assim, é primordial garantir a razoabilidade dos serviços em termos de preço e
qualidade e, ao mesmo tempo, proporcionar aos monopolistas meios suficientes para a
manutenção e operação e, ainda, incentivos para novos investimentos. E o regulador tem que
buscar meios para alcançar o justo valor no mercado monopolista, não sendo o justo valor
tarifário o valor justo utilizado pelas normas contábeis.
Para o consumidor, a tarifa justa é aquela que não possui valor abusivo sem que haja
baixa qualidade de serviços, ou seja, padrões socialmente desejáveis de qualidade de serviços
a um preço justo. Às vezes, o valor é acessível, mas a qualidade está aquém do necessário,
como, por exemplo, queda de energia constante. Nesse sentido, existem índices de qualidade
utilizados pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL para verificar o desempenho
das concessionárias e que são amplamente aceitos em nível mundial: Duração Equivalente de
Interrupção por Unidade Consumidora – DEC; Frequência Equivalente de Interrupção por
Unidade Consumidora – FEC; Duração de interrupção individual por unidade consumidora –
DIC; Frequência de interrupção individual por unidade consumidora – FIC; Duração máxima
de interrupção contínua por unidade consumidora ou ponto de conexão – DMIC; e Duração
da interrupção individual ocorrida em dia crítico por unidade consumidora ou ponto de
conexão - DICRI12.
Neste estudo, o termo justo valor corresponde ao valor que engloba o pagamento dos
custos, a recuperação do capital investido e a remuneração sobre o capital investido
(investidor), bem como as tarifas acessíveis (consumidor). O justo valor é imposto pelo
mercado quando há livre concorrência, pois depende da disposição do consumidor em pagar o
preço determinado. No entanto, nos setores que possuem monopólio natural, é necessária a
intervenção do Estado para arbitrar o preço, pois os usuários não possuem alternativas de
11
Desde o Século XIX, discute-se sobre o justo valor das tarifas. Para uma visão da história americana quanto ao
tema, ver Jarrel (1979); Greenwald (1980); Grout, Jenkins e Zalewska (2001); Grout e Jenkins(2001), entre
outros.
12
Para maiores detalhes sobre a qualidade no setor elétrico, ver Cambini, Croce e Fumagalli (2013).
29
substituição do produto. Como já citado, o regulador precisa buscar mecanismos para
promover a concorrência, mas deve levar em conta outras considerações econômicas e
sociais. Por isso, para se chegar ao justo valor nos setores regulados, é preciso alterar as
premissas, tendo em vista satifazer as necessidades dos investidores e consumidores.
Nesse sentido, a contabilidade é de suma importância no sentido de fornecer
informações referentes à situação econômico-financeira das empresas. Além disso, essa
ciência fornece elementos para o cálculo da remuneração a ser paga aos concessionários,
sendo fundamental para a determinação da Base de Remuneração Regulatória – BRR (que
será discutida posteriormente) com o reconhecimento e mensuração dos investimentos
realizados e a sua depreciação, quando cabível. Entretanto, a contabilidade por si só não
assegura o justo valor das tarifas, mas pode contribuir para uma mensuração mais justa dos
investimentos realizados e, consequentemente, proporcionar o justo valor para o contribuinte.
Coube à ANEEL a emissão de um plano de contas específico para as concessionárias.
Assim, em 1997, foi editada a Resolução nº 001, de 24 de dezembro de 1997, que instituiu o
novo Plano de Contas do Serviço Público de Energia Elétrica, o qual passou a vigorar em
1998.
Em 2001, com o objetivo de aperfeiçoar as práticas contábeis regulatórias, a ANEEL
editou o Manual de Contabilidade do Serviço Público de Energia Elétrica (MCSPE), que
engloba o plano de contas revisado. E, por último, devido à convergência às normas
internacionais
de
Contabilidade,
as
quais
trouxeram
alterações
substanciais
no
reconhecimento e mensuração dos contratos de concessão, foi editada a Resolução n.º
396/2010, que instituiu a contabilidade regulatória e atualizou o manual de contabilidade,
denominado Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCSE).
Vale ressaltar que, apesar de a ANEEL ter instituído oficialmente a contabilidade
regulatória somente em 2010, entende-se que, a partir do momento em que o regulador exige
informações ou demonstrativos adicionais aos da contabilidade societária, esse é um passo
inicial de uma contabilidade regulatória. Desde a década de 195013, o setor elétrico já possuía
um plano de contas estruturado para o setor. Isso posto, pode-se dizer que a contabilidade
regulatória já existia desde aquela época.
A justificativa da ANEEL para a instituição da contabilidade regulatória é a
preservação de informações imprescindíveis à regulação e à fiscalização, as quais, segundo a
13
Decreto nº 28.545, de 24 de agosto de 1950, “Classificação de contas para empresas de energia elétrica”.
30
agência, devido à convergência aos padrões internacionais, não estão mais disponíveis na
contabilidade societária. Entretanto, isso acarreta mais custos às concessionárias, devendo-se
avaliar se as informações extras geradas pela contabilidade regulatória superam os custos
adicionais decorrentes de mais essa exigência.
Assim, desde 2010, as empresas reguladas do setor elétrico elaboram suas
demonstrações financeiras sob dois enfoques: o da contabilidade societária e o da
contabilidade regulatória. As informações geradas pela contabilidade regulatória fornecem os
subsídios para a determinação da base de remuneração regulatória e os custos operacionais.
Devido à significância das demonstrações contábeis para este estudo, será dedicado
um capítulo específico14 para aprofundar a discussão acerca da contabilidade societária e da
regulatória. E, também, um capítulo15 que apresenta os três mecanismos de revisão tarifária e
um histórico sobre as três revisões já ocorridas até o momento.
Portanto, vale ressaltar, mais uma vez, que será discutido, ao longo desta tese, o
processo de avaliação dos ativos. Nesse sentido, importante elucidar que, seis meses antes da
data de cada revisão tarifária, é elaborado um laudo de avaliação dos investimentos
realizados, havendo um lapso temporal entre a mensuração e definição da BRR. Como a
maioria dos insumos adquiridos se constituem em commodities, como o alumínio, o cobre,
entre outros, com grande volatilidade no mercado, e com grandes variações para cima ou para
baixo, pode tanto o investidor quanto o consumidor serem prejudicados. Trata-se de um risco
que tem que ser suportado por uma das partes envolvidas. O fato de ser um mercado regulado
não quer dizer que os investidores estão livres de risco. Esse tema será detalhado mais
adiante.
O principal componente da BRR é o valor dos ativos relacionados com a prestação de
serviços de energia elétrica, que são os maiores investimentos realizados pela empresa. Em
vista disso, a base de ativos afeta diretamente a remuneração dos investidores e os valores
pagos pelos consumidores.
Esses ativos podem ser adquiridos por capital próprio (recursos dos sócios), capital de
terceiros (recursos exigíveis) ou oriundos de obrigações especiais (recursos da União,
Estados, DF, Municípios e Consumidores). Os ativos adquiridos com recursos de obrigações
especiais não são da concessionária, pois não foram financiados por ela, mas são geridos pela
14
15
Ver Capítulo 4.
Ver Capítulo 3.
31
empresa. Atualmente, as obrigações especiais são apresentadas nas demonstrações contábeis
societárias como redutoras da conta do Ativo Financeiro da concessão.
Segundo a ANEEL16, a avaliação da base de remuneração deve perseguir alguns
objetivos: promover a eficiência econômica; incentivar investimentos de forma prudente; e
utilizar uma abordagem que seja robusta, transparente e simples.
Em relação à eficiência econômica, essa deve sempre ser perseguida, com medidas
que incentivem o aumento de produção, sem, por exemplo, desperdícios de recursos, ou seja,
devem-se utilizar racionalmente os recursos, buscando sempre a maximização da riqueza e o
bem-estar social.
Quanto aos investimentos prudentes, a ANEEL pode excluir da BRR alguns
investimentos que considerar desnecessários, ineficientes e imprudentes, portanto fazem parte
da BRR somente os investimentos prudentes. São considerados investimentos prudentes
aqueles realizados de acordo com a demanda que os originou, realizados com a máxima
eficiência dentro de uma visão de mercado capitalista, ou seja, investimentos essenciais à
prestação dos serviços.
Segundo Jamison (2005), existem duas perspectivas de prudência que devem ser
observadas. O primeiro ponto de vista é se o investimento era prudente no momento em que a
decisão foi tomada. Na segunda perspectiva, se a empresa buscou minimizar custos.
Essas são questões críticas frente às quais o regulador tem que se posicionar para a
determinação da BRR. Pode-se dizer que é o ponto mais sensível de todo o processo de
revisão tarifária, pois uma BRR que não traduz a realidade, que foi mal dimensionada ou
calculada, interfere diretamente na remuneração das distribuidoras até a próxima revisão, ou
seja, pelos próximos três, quatro ou cinco anos.
E, por fim, o último objetivo, que seja utilizada uma abordagem robusta, transparente
e simples, não se constituindo uma tarefa fácil alcançar esse objetivo.
Jamison, Berg, Gasmi e Távara (2004) destacam duas abordagens básicas para a
valorização dos ativos regulados: baseada em custos (custo histórico, ou seja, o valor original
em que os ativos foram adquiridos) e baseada em valor que, por sua vez, também possui duas
abordagens, valor justo e custo de reposição ou custo corrente. Pela abordagem de valor justo,
avaliam-se os ativos com base no que eles valem no mercado, sendo esse valor sempre
baseado nos lucros que puderem gerar aos proprietários. Já a do custo de reposição (também
16
Nota Técnica nº 268/2010-SRE/SFF/ANNEL.
32
chamado de custo corrente) valoriza os ativos anualmente pelo montante que seria de sua
aquisição em determinada data.
A escolha da metodologia tem impacto direto sobre a distribuição de riqueza entre
investidores e consumidores. Dentre os diversos critérios de avaliação de ativo, a ANEEL
utiliza atualmente dois métodos: (a) método do custo de reposição; e (b) método do custo
histórico corrigido.
Quando a avaliação de ativos a custo de reposição promovida pela distribuidora não é
validada pela ANEEL, geralmente adota-se como base de remuneração o valor do ativo
imobilizado a custo histórico corrigido, como será melhor explanado no capítulo 3.
O ponto que é alvo desta tese é o estudo das diversas abordagens para a mensuração
dos ativos das distribuidoras de energia elétrica, que implicam diretamente no valor final das
tarifas. Assim, será investigado e diagnosticado nesta tese o conceito de justo valor em face
aos critérios de custo histórico, custo histórico corrigido e custo de reposição, entre outros, na
perspectiva dos investidores, bem como na dos consumidores e da contabilidade.
Leftwich (1980) realizou um estudo sobre as falhas de mercado e a informação
contábil. O referido autor sugere que a pesquisa contábil tem que contribuir para a formulação
de políticas públicas. E, para que esse objetivo seja atingido, deve-se identificar e analisar
como as informações estão sendo produzidas pelo mercado privado, mercado regulado e pelas
agências reguladoras. Em outras palavras, as políticas contábeis têm por objetivo contribuir
para uma visão justa e verdadeira do patrimônio das empresas.
Como destaca Martins (2012), a pesquisa contábil atua em três ambientes que estão
interligados: patrimonial, econômico e social.
Esta tese abrange esses três ambientes com o objetivo de contribuir para o avanço da
contabilidade como ferramenta, a fim de aprimorar as políticas públicas para que essas
possibilitem o equilíbrio entre os interesses aparentemente contraditórios das concessionárias
e consumidores. No ambiente patrimonial, a pesquisa auxilia, principalmente, no
fornecimento das informações contábeis internas da empresa (ativo, passivo, receita e
despesa) para a divulgação externa (principalmente, investidores e reguladores), repercutindo
essas informações nos demais ambientes. A pesquisa no ambiente econômico busca
comprovar empiricamente a mensuração determinada pela regulação e se os objetivos
pretendidos estão sendo alcançados. E, por último, no ambiente social, tem por objetivo
avaliar os ‘atores’ envolvidos no processo de revisão tarifária, ou seja, governo, regulador,
33
concessionárias e consumidores, os quais geram ou utilizam as informações contábeis, bem
como avaliar o impacto na mensuração das variáveis que compõem as tarifas de energia.
1.5 Levantamento das Hipóteses
Como será demonstrado na revisão conceitual, cada método vai levar a diferentes
valores patrimoniais, precisando todos eles ter como objetivo a proteção e manutenção do
capital financeiro (ou monetário) – MCF a longo prazo, a remuneração dos proprietários que
investiram em busca de um retorno adequado e a modicidade tarifária. Esse argumento serve
de alicerce para desenvolver a primeira hipótese desta tese: em um ambiente regulatório, a
mensuração dos ativos pelo método do custo histórico corrigido pode contribuir para alcançar
o justo valor para o investidor e consumidor?
Segundo Beesley e Littlechild (1989, p.455), o regulador tem que equilibrar os
interesses dos consumidores atuais e futuros, tanto uns contra os outros e contra os interesses
dos produtores presentes e futuros. Assim, com base nesse argumento, a segunda hipótese
levantada é que o VNR faz com que os consumidores atuais estejam arcando com os custos de
um bem que será adquirido futuramente (interesse dos futuros consumidores) e não pela
prestação de serviços já realizada.
Diante do suporte teórico apresentado no próximo capítulo, algumas reflexões são
necessárias:
É justo que a tarifa proporcione como receitas para a empresa valores que excedem o
capital investido e o retorno sobre este com o objetivo de repor o ativo que, no futuro, pode
vir a custar mais caro? E pode ser que, ainda, quando da efetiva reposição, o valor seja
diverso daquele projetado tanto para cima quanto para baixo? Em outras palavras, é justo que,
quando um ativo de concessão tem o seu valor de reposição alterado para maior, mas ainda
possui vida útil, ocorra um aumento do seu valor para fins de depreciação e as tarifas
aumentem para a recuperação de um capital que ainda não foi desembolsado? E quando o
VNR for menor que o CHC, é justo que o investidor receba uma menor remuneração que não
recupera o capital já investido? São essas as inquietudes que motivaram o desenvolvimento
desta pesquisa.
No aspecto empírico, são utilizados dados das 63 empresas concessionárias do setor de
distribuição de energia, as quais compreendem a população que será analisada neste estudo.
34
Foram coletadas as demonstrações contábeis17 exigidas pela legislação societária, de 1995 a
201318, disponíveis no site da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) e/ou site das
distribuidoras. No endereço eletrônico da ANEEL, também foram coletadas as informações
disponibilizadas nas audiências públicas realizadas para cada revisão tarifária das
distribuidoras, principalmente, as notas técnicas, as quais trazem o resultado definitivo em que
constam os valores aprovados para a determinação das tarifas, como o AIS, IRT, BRR, entre
outros.
Posteriormente, as demonstrações contábeis de cada empresa serão atualizadas
monetariamente até 2013, possibilitando extrair os dados mensurados pelo método do custo
histórico corrigido.
Os valores constantes nas notas técnicas, que estão calculados pelo método do valor
novo de reposição, serão estimados a CHC, para comparação. Também é aplicado o teste de
médias para verificar as diferenças das variáveis quanto ao método de mensuração (VNR x
CHC) para o ano em que ocorreram as revisões tarifárias, realizando-se uma análise conjunta
das empresas.
O Capítulo 5 traz detalhadamente os procedimentos realizados.
1.6 Estrutura da pesquisa
Esta pesquisa está estruturada em 6 capítulos. O primeiro capítulo, denominado
introdução, apresenta a contextualização do trabalho, o problema investigado, os objetivos e a
justificativa, além das hipóteses levantadas.
O segundo capítulo é caracterizado por uma análise sistematizada e bem
fundamentada das abordagens e métodos de avaliação dos ativos do setor de distribuição de
energia elétrica, bem como as vantagens e as desvantagens.
No terceiro capítulo, descreve-se sucintamente o histórico da metodologia de revisão
tarifária periódica – RTP, como também apresenta a descrição detalhada dos componentes do
reposicionamento tarifário, principalmente, a composição da Parcela B e o Fator X.
17
Balanço Patrimonial, Demonstração do Resultado do Exercício, Demonstração de Fluxo de Caixa,
Demonstração de Origens e Aplicações de Recursos e Notas Explicativas.
18
Não são todas as empresas que possuem dados desde 1996, pois foram constituídas após essa data ou não
havia dados disponibilizados.
35
Já o quarto capítulo compara brevemente a contabilidade societária com a
contabilidade regulatória e abre uma discussão do custo-benefício para as distribuidoras da
obrigatoriedade de preparar demonstrações contábeis voltadas para o investidor, bem como a
exigência do regulador em apresentar as demonstrações contábeis regulatórias.
O capítulo cinco apresenta os resultados encontrados oriundos dos procedimentos
realizados de acordo com a metodologia. Nesse sentido, buscou-se realizar uma análise crítica
dos resultados e expor as conclusões sob a ótica do consumidor e do investidor, com
sugestões para o regulador acerca do aprimoramento das políticas públicas para a mensuração
das tarifas.
No capítulo 6, são apresentadas as considerações finais sobre a aplicação das
abordagens e metodologias na mensuração dos ativos no ambiente regulatório das
distribuidoras de energia elétrica.
E, por fim, são citadas as referências bibliográficas e apresentados os apêndices que
trazem informações adicionais.
36
37
2 REVISÃO CONCEITUAL
Este capítulo tem por objetivo apresentar os principais argumentos para a sustentar as
discussões realizadas na pesquisa, estando dividido em quatro seções.
A primeira seção define o conceito de justo valor utilizado nesta pesquisa. A segunda
seção é caracterizada por uma análise sistematizada e bem fundamentada das abordagens e
métodos de avaliação dos ativos em geral e específicos do setor de distribuição de energia
elétrica, com suas vantagens e desvantagens. Na terceira seção, descrevem-se os reflexos da
depreciação no processo de mensuração das tarifas. Objetiva-se, com isso, demonstrar o
comportamento da depreciação em relação aos diferentes métodos de avaliação. Já a quarta
seção destaca o papel da inflação nos arranjos de longo prazo,
Não será questionado aqui o modelo de regulação adotado atualmente pela ANEEL,
que é a regulação por incentivos tipo preço teto (price-cap). Para aprofundar sobre esse tema,
vários trabalhos estão disponíveis, entre eles, os de Pires e Piccinini (1998), Ramos (2003) e
Tozzini (2006). O foco é a mensuração base de remuneração regulatória sob a ótica do
modelo de regulação adotado no Brasil.
2.1 A ‘Justeza’ do Justo Valor
Como já citado na introdução, é consenso que as concessionárias de serviço público
devem receber um retorno justo sobre o capital investido, e que sejam cobradas tarifas
também justas dos consumidores, com prestação de serviços de qualidade. O que se discute é
o que se entende por ‘justo’, ou seja, qual o justo valor que o investidor deve receber sobre os
investimentos realizados e, ainda, que proporcione a modicidade tarifária.
Nesse sentido, é necessário garantir a razoabilidade dos serviços em termos de preço e
qualidade e, ao mesmo tempo, proporcionar aos monopolistas meios suficientes para a
manutenção e operação e, ainda, incentivar novos investimentos.
Segundo Brennan e Schwartz (1982), essa é a principal missão do regulador na
determinação das tarifas, por isso o objetivo é combinar a equidade entre investidores e
consumidores com incentivos adequados para a gestão das empresas. Com esse pensamento,
38
os reguladores precisam definir três pontos cruciais: a base tarifária; a taxa de retorno sobre a
base tarifária; e, por último, o preço máximo a ser cobrado.
Muitos autores defendem que o ideal seria estabelecer a metodologia de avaliação
patrimonial no momento da privatização, o que ocasiona a definição do método adequado,
mas não é o que acontece na prática (Grout, Jenkins & Zalewska, 2001 e 2004; Grout &
Jenkins, 2001; Foster & Antmann, 2004).
Pedell (2006) destaca a importância de se definir, na oferta pública inicial, a
metodologia de avaliação a ser utilizada para se avaliarem os ativos para a base tarifária, pois
os investidores levam esse dado em consideração ao realizar as suas propostas. Muitos
problemas poderiam ser evitados na determinação do justo valor se fosse definido o critério
de mensuração dos ativos no edital de privatização.
Segundo Grout, Jenkins e Zalewska (2004), as empresas, quando privatizadas, tendem
a ter valores de mercado abaixo do custo de reposição, embora, no Reino Unido, todos os
serviços públicos primários (água, energia elétrica, telecomunicação) tiveram valorizações de
mercado no primeiro dia de negociação. No entanto, esse montante varia de acordo com o
serviço público como, por exemplo, o valor de mercado no setor de água foi menor em 4% em
relação ao custo de reposição, o de gás, em 42%, e o de energia, em 60%.
Deve-se, entretanto, ter cuidado ao se compararem os processos de privatização
ocorridos em nível mundial, haja vista que cada país tem o seu contexto regulatório e
empresas com diferentes estruturas. E, ainda, as práticas contábeis são diversas, sistemas
tributários específicos, possuindo cada país e setor suas próprias idiossincrasias, por isso o
regulador precisa ter cuidado ao buscar as experiências de outros países, principalmente, pela
estrutura de custos, demanda e sistema tributário.
O que se pretende nesta seção é apresentar o conceito de justo valor no âmbito desta
pesquisa. Adota-se neste estudo que o justo valor é o equilíbrio entre a modicidade tarifária
para o consumidor e o retorno adequado aos investidores.
2.2 Base de Remuneração Regulatória – BRR
A BRR é o ponto de partida para o cálculo da remuneração capital (RC) investido pela
distribuidora, bem como da quota de reintegração regulatória (QRR). A Tabela 2 traz um
39
resumo da Base de Remuneração Regulatória aprovada em 2014 da concessionária Ampla
S/A, referente ao terceiro ciclo de revisão tarifária. É importante enfatizar que a Reserva
Global de Reversão – RGR foi extinta em 2013 e não constará na BRR do próximo ciclo, com
início previsto para 2015.
Tabela 2 - Modelo da Base de Remuneração Regulatória
Nota Técnica nº 122/2014-SRE/ANEEL - Ampla Energia e Serviços S/A
Descrição
Valores R$
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
7.537.216.689
13.344.122
(3) Obrigações Especiais Bruta
490.839.101
(4) Bens Totalmente Depreciados
398.892.190
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
6.634.141.276
3.185.157.925
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
4.352.058.764
5.450.179
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
4.346.608.585
0
(11) Ativo Diferido
(12) Obrigações Especiais Líquidas
(13) Terrenos e Servidões
(14) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)+(10)+(11)(12)+(13)
(15) Saldo - RGR PLPT
(16) Saldo - RGR Demais Investimentos
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC Real Antes de Impostos
0
394.825.761
95.772.478
4.047.555.302
17.539.393
13.229.571
4,10%
271.999.792
11,36%
(20) Taxa RGR PLPT
1,35%
(21) Taxa RGR Demais Investimentos
3,62%
(22) Remuneração do Capital (15)*(20)+(16)*(21)+[(14-15-16)]*(19)
Fonte: ANEEL
457.022.620
Note-se que o primeiro item da BRR é o Ativo Imobilizado em Serviço (AIS)
mensurado, nesse caso, a Valor Novo de Reposição, que é a metodologia adotada atualmente
pela ANEEL. Por esse motivo, qualquer alteração no cálculo do AIS afeta os demais
componentes para a determinação da Remuneração do Capital (RC) e da Quota de
Reintegração Regulatória (QRR). Neste tópico, será analisado somente o AIS quanto ao
método de valoração, sendo os demais componentes discutidos no próximo capítulo.
A seleção da metodologia mais apropriada para a definição da BRR é complexa e
envolve muitos aspectos. Os investimentos realizados impactam diretamente nas tarifas e na
sustentabilidade do setor e, por isso, a importância da mensuração justa dos mesmos. E, ainda,
40
é notório o caráter de especificidade e irreversibilidade de alguns ativos envolvidos. O
primeiro passo após o levantamento de todos os ativos é a sua valoração que, como já citado,
é realizada, atualmente, com base no custo de reposição e não pelo valor contabilizado nas
demonstrações financeiras, segundo a legislação societária. Logo após, aplica-se o índice de
aproveitamento, com base no conceito de investimentos prudentes, ou seja, aqueles ativos que
expressam sua efetiva utilização nas atividades de distribuição, pois somente tais
investimentos devem compor a base de remuneração. Em outras palavras, o consumidor
somente deve arcar com os custos daqueles investimentos pertinentes e em efetivo
funcionamento para a prestação do serviço público de distribuição de energia elétrica. Dessa
forma, o valor apurado é subtraído do AIS para cálculo da BRR bruta, bem como as
obrigações especiais19 brutas e bens totalmente depreciados. Os bens totalmente depreciados e
ainda em funcionamento já foram pagos pelo consumidor durante a vida útil econômica
estipulada pelo regulador, por isso não entram para o cálculo.
O enfoque, a partir de agora, recai na mensuração do AIS, suas abordagens e critérios
de avaliação.
O critério de avaliação é uma questão controvertida e vem sendo objeto de intenso
debate, há décadas, em todo o mundo. A existência de diversas metodologias com resultados
bastante variáveis aumenta ainda mais a responsabilidade dos órgãos reguladores. E são esses
resultados encontrados que devem ser justos e razoáveis.
Antes de tratar do AIS propriamente dito, é necessária uma breve discussão sobre a
mensuração de ativos de maneira geral.
2.2.1 Mensuração do Ativo
Hendriksen e Van Breda (2007, p. 319) definem mensuração como “o processo de
atribuição de valores monetários a objetos ou atividades associadas a uma empresa”. Há
muito se discute qual método apropriado de mensuração de ativos e passivos para os usuários
da informação contábil e ainda não se tem uma resposta única, embora chegar a um único
19
Como já citado na introdução, os recursos para as obrigações especiais não são da empresa, por isso os
investimentos realizados para o cumprimento dessas obrigações devem ser retirados.
41
critério para todos os eventos econômicos que devem ser reconhecidos pela contabilidade não
é tarefa fácil, ou ainda não é possível devido ao avanço das transações ao longo dos anos.
Qualquer método de avaliação empregado não resulta no valor exato do ativo naquele
momento e, sim, em um valor aproximado do real valor monetário, lembrando-se que a
contabilidade não é uma ciência exata e, sim, uma ciência social que leva em consideração
vários interesses na geração de valor.
A teoria contábil preconiza que se deve escolher o método de mensuração que melhor
represente a realidade econômica, ou seja, que produza uma informação contábil que favoreça
a tomada de decisão. Em outras palavras, que desempenha um papel vital que influencia as
decisões.
Como cita Iudícibus (2010, p. 128), “Verifica-se que, no âmago de todas as teorias
para a mensuração dos ativos, se encontra a vontade de que a avaliação represente a melhor
quantificação possível dos potenciais de serviços que o ativo apresenta para a entidade".
Cada metodologia possui pontos de vista diversos de um mesmo objeto devido a
critérios de imputação temporal.
Martins (2000) salienta que, no longo prazo, todas as metodologias de avaliação
chegam ao mesmo lucro e caixa, sendo a inflação e o custo de oportunidade os únicos fatores
que podem distorcer o lucro. Por conseguinte, do ponto de vista teórico, cada abordagem
possui suas vantagens e desvantagens de acordo com a situação em que for empregada, não
existindo um enfoque superior, a priori.
O trabalho seminal de Edwards e Bell (1961) defende a utilização de valores de
entrada para avaliação dos ativos: custo presente, custo corrente (reposição) e custo histórico
corrigido.
Segundo Martins (2001, p. 28), “os valores de entrada representam o sacrifício que a
empresa teve (passado), tem (presente) ou terá (futuro) que realizar para adquirir um dado
recurso”. Já os valores de saída buscam aproximar os ativos de seu valor econômico. São
esses valores os que podem ser auferidos com a ‘venda’ de seus ativos, também chamados de
benefícios. A diferença entre os sacrifícios e benefícios nada mais é que o lucro auferido da
atividade econômica.
Vale destacar que o valor justo (fair value) é um valor de saída. No entanto, valor justo
não é uma base de mensuração universal utilizada e, sim, um conceito que contém diversos
critérios para se atribuir valor. Hendriksen e Van Breda (2007, p. 309) salientam que o valor
42
justo não é uma base específica que possa ser aplicada de maneira generalizada às
demonstrações financeiras e, sim, uma combinação de bases de avaliação.
Em termos normativos, o Comitê de Pronunciamentos Contábeis (CPC) define valor
justo “como o preço que seria recebido pela venda de um ativo ou que seria pago pela
transferência de um passivo em uma transação não forçada entre participantes do mercado na
data de mensuração” (CPC 46, item 9). Essa é a mesma definição utilizada pelos órgãos
normativos internacionais como: International Accounting Standards Board (IASB) e
Financial Accounting Standards Board (FASB).
Para Iudícibus (2010), os valores de entrada são mais adequados para a avaliação dos
ativos, de maneira geral, uma vez que eles podem proporcionar a manutenção da capacidade
física da empresa sem novos investimentos.
Uma das grandes dificuldades na mensuração de um ativo a preços presentes é quando
não há mercado ativo para o mesmo, pois isso aumenta o grau de subjetividade e julgamento
por parte dos gestores, bem como quando há elevada participação de custos irrecuperáveis
(sunk costs)20, como ocorre no setor elétrico. Uma medida objetiva para o ativo seria o seu
valor líquido realizável, entretanto, quando não há uso alternativo para esse ativo, esse valor
seria zero.
Assim, nesta tese, não é intenção buscar uma base de avaliação ideal única, muito
menos verdades absolutas e, sim, demonstrar os efeitos de cada conceito e critério no
tratamento da base de remuneração regulatória dos ativos e sua influência na problemática da
determinação da tarifa no setor elétrico brasileiro.
2.2.2 Mensuração dos Ativos do Setor de Distribuição de Energia Elétrica
Quanto ao setor de utilidades, entre eles, o setor de energia, vários são os critérios de
mensuração que também são encontrados na literatura com diversas terminologias. A
diferença ocorre no aspecto temporal, em que as transações podem ter como base valores
passados, presentes ou futuros, bem como nos insumos que compõem os ativos, podendo
20
Também denominados custos afundados, que são aqueles custos irreversíveis ou de valor residual nulo devido
ao alto custo de reaproveitamento ou porque certos ativos só apresentariam valor de troca no próprio setor e,
portanto, em situação recessiva do setor, tenderiam a valer muito pouco, na medida em que não encontrariam
compradores (Seroa da Motta, 2009).
43
serem esses mensurados em termos individuais ou em conjunto, e tal fato leva a valores
discrepantes para os ativos.
Deve-se atentar também para a equidade intergeracional, pois, sendo os ativos de
longa vida útil que ultrapassam gerações, as tarifas cobradas devem refletir o consumo do
ativo em cada período, ou seja, o consumidor deve arcar de acordo com a proporção do ativo
utilizado e não por aquele que ainda não está em funcionamento. Enfim, o que se busca é a
base de mensuração ideal para o setor elétrico, que proporcione uma tarifa justa tanto para o
consumidor quanto para o investidor.
Elphick (1999) cita quatro critérios de mensuração, não existindo conceitos corretos
ou errados, sendo cada um deles útil em determinada circunstância. Esses critérios são: valor
realizável líquido (valor de mercado corrente); custo histórico; custo de reposição; e valor em
uso. Já Greenwald (1980) destaca três métodos admissíveis para a mensuração dos ativos:
custo histórico; custo de reposição; e o custo corrigido pela inflação.
Enfim, cada método vai levar a diferentes valores patrimoniais, necessitando todos
eles terem como objetivo a proteção e a manutenção do capital financeiro (ou monetário) a
longo prazo, bem como a remuneração dos proprietários que investiram em busca de um
retorno adequado.
21
O Economic Insights (2009) destaca duas grandes limitações da teoria da regulação
que ainda não foram resolvidas: o não reconhecimento da natureza dos ativos de rede como
custos irrecuperáveis (sunk cost) e a utilização inadequada do princípio da manutenção do
capital financeiro real. Outro ponto é a definição de como os ativos serão valorados, ou seja,
como a base de ativos regulatórios será mensurada a partir da regulação, que é o foco desta
tese. Bertram e Twaddle (2005) destacam que a definição da valoração dos ativos ficou mais
difícil nos países onde a indústria era estatal, pois não havia um controle contábil rígido ou
porque os ativos estavam subvalorizados.
Um dos grandes desafios da regulação é atingir o princípio da manutenção do capital
financeiro das empresas reguladas na determinação da política tarifária, pois, para a
sobrevivência e sucesso de uma organização, é imperativa a manutenção do capital.
Segundo Szuster (1985), a manutenção do capital monetário ocorre se o valor do
investimento realizado pelos acionistas for mantido ao longo do tempo, sem considerar os
21
A Manutenção do Capital Financeiro real significa que a empresa regulada é compensada por despesas e
investimentos eficientes de tal forma que, em uma base ex-ante, seu capital financeiro é mantido, pelo menos,
em termos de valor (Economic Insights (2009)).
44
tipos de ativos existentes na empresa, mas apenas seus valores. Todavia, o autor alerta para a
necessidade de se corrigir esse capital por um índice que possa medir a variação média geral
de preços (inflação).
Como já salientado, o foco desta tese é a mensuração dos ativos no setor elétrico do
segmento de distribuição, tratando-se de um setor regulado e monopólio natural. Essas
características precisam ser levadas em consideração quando da determinação do critério de
mensuração.
Os ativos utilizados na prestação de serviços públicos devem ser mensurados com
vistas a proporcionar um retorno justo para os investidores e, ao mesmo tempo, uma tarifa
acessível para os consumidores e com serviços de qualidade. Devem-se impedir transferências
de renda espúrias aos monopolistas, mas deve-se impedir também o benefício ao consumidor
à custa da perda do investidor, porque isso coloca em risco a continuidade de investimentos
no setor. O que se busca é o equilíbrio entre o custo e o nível de qualidade, e encontrar esse
patamar é difícil, principalmente, devido à assimetria de informação e mercados imperfeitos.
Há os que defendem a utilização do valor contábil (book value), pois esse representa o
valor pago pelo investidor, entendendo-se que esse é o justo valor sobre o qual o retorno justo
deve ser pago (Greenwald, 1980).
Segundo Foster e Antmann (2004), as diversas metodologias de avaliação disponíveis
proporcionam resultados bastante divergentes quando aplicadas nas empresas reguladas.
Além disso, quando da decisão do método de avaliação, deve-se levar em consideração o
momento da privatização, a qualidade das informações contábeis e o marco regulatório.
Sabe-se que, no Brasil, quando da privatização do setor elétrico, não foi determinada a
metodologia de mensuração dos ativos. Essa discussão foi postergada para o primeiro ciclo de
revisão tarifária. O marco regulatório não existia, tendo início somente em 1996 com a
criação da ANEEL. Atualmente, o setor já está consolidado, não havendo mais privatizações
e, sim, aperfeiçoamentos da metodologia de avaliação.
Entretanto, vários contratos de concessão terminam entre 2015 e 2016, havendo o
desafio da justa indenização dos ativos não amortizados, que passa novamente pelo crivo da
avaliação dos ativos pelo método adotado pelo regulador.
Enfim, são muitas as abordagens para a mensuração dos ativos com a finalidade de
determinação da tarifa. Com base na literatura existente, esta tese adota duas grandes
abordagens para o cálculo da base de remuneração regulatória dos ativos: (a) método baseado
no custo dos ativos; e (b) método híbrido, conforme mostra a Figura 7, e que serão discutidos,
45
separadamente, nos próximos tópicos. Entende-se que os métodos selecionados englobam
grande parte dos existentes, inclusive, alguns se diferenciam somente na nomenclatura, haja
vista que os conceitos são os mesmos.
Ademais, independentemente, do método adotado, um requisito primordial é a
consistência na valoração dos ativos ao longo do tempo, pois isso auxilia na redução da
incerteza e na percepção de risco por parte dos investidores.
Custos dos
Ativos
Custo Histórico - CH
Custo Histórico Corrigido - CHC
Abordagens
para o cálculo
dos ativos no
setor elétrico
Custo de Reposição Otimizado e
Depreciado - CROD
Valor Novo de Reposição - VNR
Híbrido
Deprival Value - DV
Figura 7 - Abordagens para o Cálculo dos Ativos
Fonte: Elaborada pela autora
Como exposto na Figura 7, existem diversas abordagens gerais que utilizam os custos
dos ativos, não necessariamente apenas os valores contábeis baseados em custo histórico ou
custo de produção. Assim, neste estudo, serão considerados: custo histórico, custo histórico
corrigido e o custo de reposição em duas abordagens, o valor novo de reposição e o custo de
reposição otimizado e depreciado.
A assimetria de informação, que é peculiar ao setor elétrico, favorece a ocorrência de
risco moral22 (moral hazard). Apesar de poder o comportamento oportunista também ocorrer
no custo histórico, como, por exemplo, aquisição de equipamentos acima do valor de
mercado, esse método parece mais confiável, pois deve refletir o valor desembolsado na
aquisição ou construção dos ativos, ou pode, pelo menos, mitigar esse problema, não
22
Macieira (2006) analisou o risco moral no cálculo do reposicionamento tarifário das distribuidoras de energia
elétrica.
46
refletindo, todavia, o valor do dinheiro no tempo. Já o custo histórico corrigido é atualizado
monetariamente por um determinado índice geral de preços, alterando os valores registrados a
custo histórico de valores nominais para valores reais de uma efetiva capacidade geral de
compra da quantidade monetária envolvida, ou seja, o valor de aquisição ou construção no
momento do reconhecimento, mas em valores reais de capacidade geral de compra em
determinada data. Dessa forma, o CHC também pode colaborar para coibir o risco moral, com
remuneração mais próxima da realidade.
E, por último, o custo de reposição (VNR ou CROD) reflete o valor do ativo como se
fosse construído ou adquirido a preço corrente. O resultado apurado por esse método preserva
a manutenção do capital físico, pois parte do capital será utilizado na reposição dos ativos.
Trata-se essa de uma visão prospectiva em que ocorre uma mudança temporal na medição das
entradas e saídas, além de demonstrar o que sobrará no caixa após a reposição dos
investimentos.
Entretanto, esse método pode premiar ou punir o investidor e, inversamente, o
consumidor. Quando o custo de reposição for acima do capital empregado, em termos de um
investimento atualizado monetariamente, é o consumidor atual que financia os ativos futuros
por meio das tarifas mais altas. Se ocorrer o oposto, custo de reposição abaixo do capital
empregado em termos “reais”, atualizado monetariamente, as tarifas serão mais acessíveis,
porém, prejudicando as distribuidoras, pois essas não conseguem repor o capital investido.
Foster e Antmann (2004) afirmam que a abordagem pelo custo de reposição reflete o
valor dos ativos para o negócio. Mas, devido à longa duração dos ativos utilizados no setor
elétrico, a mensuração pelo custo de reposição torna-se complexa, em virtude de três fatores:
inflação, depreciação e mudanças tecnológicas. Pardina, Rapti e Groom (2008) argumentam
que esse método pressupõe que o ativo existente é o mais eficiente.
Assim, a mensuração pelo custo de reposição, por sua natureza, exige muito mais um
alto grau de julgamento que aquela pelo custo histórico corrigido ou não. Esse método
também se mostra complexo para sua implementação e dispendioso para a sua manutenção e
monitoramento, podendo ainda ser contaminado pelo progresso tecnológico e pela
volatilidade das commodities.
Segundo Gomide (2005), o custo de reposição tende a ser menor que o custo histórico
devido a inovações tecnológicas. Entretanto, no setor elétrico, esse fato não é regra, mas
somente uma tendência, a julgar que os insumos necessários aos investimentos são
47
commodities com muita volatilidade. E a remuneração do investidor precisa refletir esses
riscos inerentes à atividade de distribuição.
Considere-se uma situação hipotética em que um investidor incorre em gastos de $100
milhões para instalar ativos fixos de distribuição sem a possibilidade de uso alternativo (custo
afundado), regulado pela abordagem de custo de reposição e com uma revisão tarifária de
quatro em quatro anos. Durante esse período, o retorno do investimento inicial foi adequado,
entretanto, entre o lapso de tempo até a próxima revisão, ocorreu uma evolução tecnológica
em que se reduz o custo de reposição para $95. Nesse modelo, o investidor irá receber, nos
próximos anos, uma remuneração aquém do investimento realizado. Pode-se afirmar, acerca
desse caso, que ocorrerá uma expropriação de riqueza pelo regulador e ausência de incentivos
para novos empreendimentos, visto ser necessária a previsibilidade de ganhos para o
investidor planejar suas despesas futuras. Assim, o regulador busca atrair novos investimentos
a menor preço, entretanto esses se mostram insuficientes para recuperar os custos passados. E
essa visão não atende ao critério da equidade.
Como Small e Ergas (1999) citam: “muitas formas de regulação têm como objetivo
evitar ganhos exorbitantes das empresas, mas não viabilizam uma proteção quanto a perdas
advindas do modelo de regulação”.
Esse ponto é crucial para o entendimento desta tese, tendo em vista que, quando o
custo de reposição é menor que o custo histórico corrigido, o consumidor está sendo
beneficiado com baixas tarifas, mas, ao mesmo tempo, o investidor não recupera o capital
anteriormente investido. Se ocorrer o contrário, ou seja, quando o custo de reposição for
maior que o custo histórico corrigido, o investidor está sendo remunerado pelo capital
investido mais um excedente, a fim de propiciar capital para quando o ativo tiver que ser
substituído. Isso significa que não será o investidor que tirará dinheiro de seu bolso, no futuro,
para o acréscimo de investimento a fim de repor um determinado ativo mais à frente, mas,
sim, o consumidor de agora é que estará financiando esses recursos. Será justo que o
consumidor faça esse financiamento e que, além disso, o investidor, sem fazer esse
investimento incremental, venha a ter remuneração sobre ele?
Deve-se levar em consideração que as concessões são de longo prazo, mas chegam ao
fim. Além disso, o investidor de hoje não é necessariamente o de amanhã, podendo ocorrer a
troca de investidores. Se o investidor anterior, que recebeu a menor devido ao custo de
reposição reduzido, não continuar a operar a concessão quando do término do contrato, ele
arcará com o retorno abaixo do capital empregado. E ainda, se for ao contrário, o investidor
48
receber um valor maior do que aplicou, ele terá embolsado recursos acima do custo de capital
empregado. Essa é uma questão de política pública a ser delineada pelo regulador. Se o
regulador optar por reduzir as tarifas, mesmo que o investidor tenha prejuízo, é uma questão
de política pública, no entanto, deve-se avaliar o custo dessa decisão para os próximos
investimentos, visto que a taxa de retorno terá que ser maior a fim de recuperar as perdas.
A Comissão Australiana de Competição e do Consumidor23 - ACCC (1998) afirma
que “um retorno sobre o custo de reposição é o máximo que uma empresa monopolista
poderia ganhar em um mercado perfeitamente disputado”24. No entanto, a Comissão alerta
que o conceito de contestable market é em relação a um mercado competitivo e, além disso,
não pode ser aplicado a ativos específicos para fins regulatórios.
Ainda, Johnstone (2003) argumenta que o custo de reposição para a mensuração dos
ativos existentes inflaciona as tarifas e proporciona um retorno exorbitante sobre os
investimentos. Isso significa que ocorre uma transferência de riqueza dos consumidores para
os investidores quando o custo de reposição for maior que o custo histórico corrigido.
E mais, o custo de reposição eleva o nível de subjetividade, pois depende de fatores
que ainda acontecerão. Como veremos adiante, surgiram refinamentos desse método,
dependendo do setor a ser utilizado. No setor elétrico, os mais utilizados são o Custo de
Reposição Otimizado e Depreciado e o Valor Novo de Reposição.
O CHC e o CR são modelos diferentes do Custo Corrente Corrigido (CCC), conforme
defendido por Szuster (1985), para a distribuição de lucros. O CCC reconhece os efeitos tanto
da variação geral de preços quanto da variação de preços específicos, podendo os preços
específicos terem um comportamento diferente da inflação geral.
Como demonstrado, não existe consenso na literatura quanto à metodologia a ser
utilizada pelos reguladores, mas existem concepções diferentes que levam a consequências
variadas. A participação da sociedade nesse processo é reduzida, devido, principalmente, à
complexidade do tema. Assim, a transparência dos modelos tarifários é de extrema
importância, inclusive, para ser mais compreensível para o consumidor. A sociedade precisa
saber as razões da escolha de um método em detrimento de outro, devendo a governança
regulatória dar credibilidade à ação do regulador com a divulgação detalhada dos aspectos
23
Australian Competition and Consumer Commission.
A return on replacement cost is the maximum that a monopoly firm could earn in a perfectly contestable
market.
24
49
técnicos da regulação. A seguir, discute-se cada abordagem, demonstrando as vantagens e
desvantagens de cada metodologia.
2.2.2.1 Custo Histórico (CH)
O custo histórico tem por função propiciar uma contabilização baseada no conceito de
que lucro é o resultado obtido devido a investimentos realizados no passado. Esse tipo de
custo tem sido a base de mensuração mais utilizada na contabilidade, pois tem a vantagem de
ser baseado em dados contábeis de fácil confirmação, ou seja, reduz a necessidade de
julgamentos para a avaliação dos ativos. Entretanto, é relevante somente no momento da
aquisição ou produção do bem, visto que, logo após, começa a perder a substância econômica
em virtude de diversos fatores, como a inflação e/ou alteração dos preços específicos devido à
tecnologia, por exemplo. O ativo registrado a CH em tempos de grandes mudanças
tecnológicas pode estar superestimado nas demonstrações contábeis, pois, nesse caso, a
tendência é que o ativo moderno seja mais barato, podendo, inclusive, obrigar ao registro de
seu impairment, ou seja, de perda da parcela não recuperável no futuro.
Parte do lucro apurado por esse método pode ser ilusório (pode não ser acréscimo
patrimonial), pois, nesse aspecto, para a apuração do lucro, não é levada em consideração a
sua data de formação. Esse lucro foi calculado com valores de moeda em diversas datas e,
portanto, não representa a realidade, por isso parte desse lucro não se constitui em acréscimo
patrimonial, pois só existe acréscimo patrimonial pelo excedente ao efeito inflacionário.
Nas empresas reguladas, esse método também é chamado de custo histórico
depreciado (CHD), que nada mais é que o valor dos ativos diminuído de sua depreciação. A
vantagem dessa abordagem é ter por base a informação contábil registrada nos
demonstrativos, reduzindo a necessidade de se utilizarem julgamentos para a avaliação dos
ativos (Economic Insights, 2009).
Alguns adjetivos contribuem para a adoção do custo histórico: objetividade,
praticabilidade e verificabilidade. No entanto, como já comentado, esse tipo de custo possui
pouca representatividade como medida de valor, sendo indispensável um equilíbrio entre a
objetividade e a precisão. Não adianta ser o método objetivo, mas impreciso na mensuração.
O valor contábil a custo histórico é distorcido quando há inflação, visto que, mesmo quando o
índice é baixo, tende a estar subestimado, pois está contabilizado em valores nominais do
50
passado e não reais em capacidade de compra da moeda de hoje. Outra desvantagem desse
método é que ele está alicerçado sobre pilares robustos de prudência.
Trazendo a discussão para o setor elétrico, não há muito a se discutir sobre esse
método para a determinação da tarifa, pois os custos são, geralmente, atualizados
monetariamente por um índice de reajuste de preços. Assim, quando se fala em custo histórico
para a mensuração da tarifa, a sua atualização monetária é levada em consideração,
principalmente, para manter o equilíbrio econômico financeiro a que as concessionárias têm
direito.
Apesar de esse método apresentar praticidade e não dar margem a julgamentos, ele
acaba por ser invalidado, pois, na presença de inflação, o ativo é subavaliado. Portanto, tratase de uma objetividade cega, extremada, com pouco significado econômico. Em resumo, esse
modelo só será válido se atualizado monetariamente, conforme será discutido no próximo
tópico.
2.2.2.2 Custo Histórico Corrigido (CHC)
Custo histórico corrigido é o valor pelo qual o bem foi registrado inicialmente, sendo,
posteriormente, atualizado por determinado índice de variação de preços, ou seja, possibilita a
manutenção do custo original em data posterior. Não se trata de custo corrente, sendo apenas
o custo histórico recalculado em função de variações do poder aquisitivo geral da moeda.
Também, não representa o novo valor de mercado do ativo, mas representa o valor do ativo
atualizado, monetariamente, do que tiver sido pago pelo bem na data da sua aquisição, e não o
valor do ativo a preços de reposição ou venda. Seu objetivo é somente refletir os efeitos da
inflação e não produzir valores de mercado, sendo o resultado mensurado em termos da
capacidade geral de compra da moeda de uma certa data. Esse tipo de custo apresenta a
mesma filosofia do custo histórico, de que lucro é o resultado obtido de investimentos
realizados no passado, mas somente depois dos valores corrigidos.
Segundo Martins (1972, p. 2), é possível, com esse método, colocar vários custos
ocorridos em datas distintas em valores de capacidade aquisitiva de mesma data,
proporcionando uma melhor comparabilidade.
51
Essa comparação é uma das grandes vantagens desse método, ou seja, trazer os valores
das transações para uma mesma data e uma moeda de poder aquisitivo constante (ou seja,
moedas de épocas diferentes, como se fossem iguais), permitindo, ainda, a manutenção do
capital monetário. É importante destacar que, mesmo em um ambiente de baixa inflação, esse
método não pode ser desprezado, pois é vital se refletir a mudança dos valores no tempo.
Outro benefício é a minimização do risco de descapitalização que afeta o nível de
investimento a ser realizado pela companhia ou, ainda, a descontinuidade da mesma.
No Brasil, a correção monetária dos balanços passou a ser obrigatória em 1964, com a
sanção da Lei nº 4.537, mas já era facultativa desde 1944. No entanto, em 1995, essa lei foi
extinta, em virtude da promulgação da Lei nº 9.249/95. O tema foi bastante debatido por
Martins em vários trabalhos: Martins (1984 e 1985) e nos Boletins IOB – Temática Contábil e
Balanços (1982; 1984, 2002 e 2004); Santos e Barbieri (1990); Barbieri (1996); Santos (2001
e 2002). Outros estudos nacionais, como os de Szuster (1985); Brunéli (1987); Feitosa (2002);
Gabriel, Assaf Neto e Corrar (2003); Salotti, Lima, Corrar, Yamamoto e Malacrida (2006), e
internacionais, como os de Baran, Lakonishok e Ofer (1980), Gordon (2001) e Davis-Friday
(2001), demonstram a importância do reconhecimento da inflação nas demonstrações
contábeis25.
Vale destacar que, devido à longa convivência com a inflação no Brasil, foram
desenvolvidas técnicas de correção monetária com o objetivo de gerar informações úteis para
a tomada de decisão, como a Correção Monetária do Balanço (CMB) e a Correção Monetária
Integral (CMI). A principal diferença entre elas é que a CMB atualiza somente os valores dos
ativos permanentes e patrimônio líquido (itens não monetários), registrando seus efeitos em
uma única conta na demonstração de resultados, ou seja, trata-se de uma simplificação. Já a
CMI, que teve origem segundo os moldes da Contabilidade a Nível Geral de Preços26, atualiza
todas as contas patrimoniais e de resultados, sendo os valores das demonstrações contábeis
evidenciados em moeda de poder aquisitivo constante. Embora a CMB leve a valores de
resultado líquido e de balanços aceitáveis, a CMI apresenta aperfeiçoamentos que
possibilitam a avaliação mais exata do patrimônio, pois identifica os itens que geraram perdas
ou ganhos em virtude da inflação.
Para exemplificar, a Copel Distribuição S.A continuou divulgando, voluntariamente,
as demonstrações contábeis em moeda constante até o ano de 2000. A Tabela 3 compara o
25
26
Existem outros estudos não citados, mas que chegaram ao mesmo resultado.
Price Level Accounting.
52
imobilizado líquido pela Legislação Societária com a demonstração corrigida pela inflação.
Note-se que, apesar de ser um período considerado de baixa inflação, houve, em cinco anos,
uma taxa acumulada de 35,29%. Esse fato subavaliou o imobilizado em todos os anos, sendo
a diferença, em 2000, de 32%. Ressalta-se que, nessa Tabela, a coluna referente à moeda
constante apresenta valores em capacidade de compra de cada final de ano a que se refere.
Logo, os valores de cada ano também não são comparáveis entre si.
Tabela 3 - Comparação do Imobilizado Líquido
COPEL - D
Imobilizado Líquido Legislação Societária
Moeda Constante
MC/LS
1.996
1.269.807
1.504.645
118%
1.997
1.333.990
1.551.308
116%
1.998
1.522.142
1.754.290
115%
1.999
1.535.373
1.905.591
124%
2.000
1.524.187
2.005.994
132%
Inflação Acumulada 1996 a 2000 - 35,29%
Fonte: Demonstrações Contábeis – Copel-D
O método CHC também é chamado de custo histórico indexado, o qual requer a base
dos ativos em termos reais (corrigidos monetariamente) e, posteriormente, a sua indexação
por um deflator adequado (Economic Insights, 2009). Nesse sentido, o índice a ser utilizado
deve representar a realidade inflacionária e as características do setor analisado.
Trazendo essa discussão para o setor elétrico, a mensuração da BRR, segundo o custo
histórico corrigido, pode provocar um sobreinvestimento e onerar as tarifas no longo prazo,
comparativamente, ao que ocorreria pelo custo de reposição se esse for inferior à evolução da
inflação, podendo, ainda, provocar a descapitalização. O monopolista não tem incentivos para
realizar investimentos prudentes, mas pode manter ativos redundantes, com o objetivo de
receber remuneração sobre eles. Entretanto, uma estrutura de governança com uma
fiscalização eficiente pode resolver esse ponto.
Relembrando o que já foi citado, o regulador tem que levar em consideração a
manutenção do capital monetário real para a determinação da tarifa. Além disso, o custo
histórico corrigido é superior ao custo histórico e adequado para análise da eficiência
econômica das organizações. Vale salientar que, se houver uma divergência significativa entre
a inflação atual e a projetada, as decisões tomadas anteriormente serão prejudicadas.
A ANEEL utiliza o reajuste tarifário anual como um dos mecanismos para corrigir a
tarifa nos anos em que não ocorre a revisão tarifária, utilizando o Índice Geral de Preços do
Mercado (IGP-M), deduzido do Fator de Produtividade (Fator X). Os elementos que
compõem a tarifa e sua atualização serão discutidos no próximo capítulo.
53
Divergências podem ocorrer na escolha do índice a ser utilizado e, como
consequência, distorcer os relatórios, sendo essa uma desvantagem do método CHC. Cada
índice possui uma metodologia diferente, sendo também calculado por vários órgãos. Como
será demonstrado adiante, os valores acumulados pelos diferentes índices são bastante
diversos. Nesta tese, defende-se o Índice de Preços ao Consumidor Amplo - IPCA, por se
entender ser um bom indicador, além de refletir a inflação oficial.
Apenas para ilustrar, as Tabelas abaixo trazem um exemplo simples em que um
imobilizado é adquirido por R$ 1.000 ao final do ano zero. Nos dez anos seguintes, ocorreu
uma inflação anual de 3%, e a depreciação linear, de 2% ao ano. No período, não houve
aquisição de imobilizado e nem reavaliação. A Tabela 4 demonstra o imobilizado
contabilizado a custo histórico, estando esse bem, ao final de dez anos, registrado com um
valor líquido de R$ 800. Já a Tabela 5 traz os ajustes da inflação, podendo-se perceber que, ao
final dos dez anos, o mesmo imobilizado estaria registrado a R$ 1.075, com uma diferença
quase de 35%, o que corresponde à inflação acumulada no período.
Tabela 4 - Evolução do Imobilizado em Dez Anos sem Correção Monetária
Sem ajuste da inflação
Imobilizado
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1.000
1.000
1.000
1.000
1.000
1.000
1.000
1.000
1.000
1.000
(-) Depreciação Acumulada
(20)
(40)
(60)
(80)
(100)
(120)
(140)
(160)
(180)
(200)
Imobilizado Líquido
980
960
940
920
900
880
860
840
820
800
Fonte: Elaborado pela autora
Tabela 5 - Evolução do Imobilizado em Dez anos com Correção Monetária
Com Ajuste da Inflação
Imobilizado
(-) Depreciação Acumulada
Imobilizado Líquido
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1.030
1.061
1.093
1.126
1.159
1.194
1.230
1.267
1.305
1.344
(21)
(42)
(66)
(90)
(116)
(143)
(172)
(203)
(235)
(269)
1.009
1.018
1.027
1.035
1.043
1.051
1.058
1.064
1.070
1.075
Fonte: Elaborado pela autora
Se, ao final do período (sem considerar os impostos), esse imobilizado for vendido por
R$ 1.200, será reconhecido um lucro de R$ 400 na demonstração sem ajuste da inflação e, na
corrigida, um lucro de R$ 125. Veja-se que ocorre um lucro ilusório de R$ 275, devido,
exatamente, à não correção monetária do ativo.
De modo específico, no setor elétrico, a tarifa tem por objetivo permitir a recuperação
do investimento realizado no passado, mensurado pelo justo valor, e que permita também uma
taxa de retorno pactuada. Esta tese defende que o CHC atende a esse objetivo, ou seja, quando
a vida útil do ativo chegar ao fim, e for necessária a sua substituição, o investidor é que tem a
obrigação de buscar o capital para realizar o novo investimento, e esse capital vai ser
54
recuperado no futuro à medida que o bem vai sendo utilizado e uma nova taxa de retorno
contratada.
Isso posto, o CHC demonstra ser uma boa opção para a determinação da tarifa,
principalmente, pelo equilíbrio entre custos e benefícios e, ainda, por considerar o contexto
histórico e, não, variáveis incertas e discricionárias. Importante mencionar que mesmo no
valor de origem podem ocorrer algumas distorções ou imperfeições na sua mensuração,
principalmente no setor analisado devido ao processo de privatização.
2.2.2.3 Custo de Reposição (CR)
Enquanto o CHC realiza um ajustamento dos valores históricos, neutralizando os
efeitos das variações de preços em geral, o CR reflete as variações dos preços específicos,
levando em consideração, em alguns casos, as mudanças tecnológicas. O CR pode suprir as
deficiências dos registros contábeis pobres, entretanto é mais subjetivo em relação aos
métodos anteriores. A filosofia dessa metodologia é diferente, existindo algumas divergências
entre essa filosofia e a dos métodos do CH e CHC.
Gordon (2001) analisou a relevância dos três métodos na contabilidade de 260
empresas mexicanas, de 1989 a 1995, período em que a inflação era alta naquele país. O
estudo apontou uma variação na inflação no período analisado de 7% a 52%, demonstrando os
resultados que o CHC e CR são superiores ao CH e, ainda, que o CR é mais relevante que o
CHC, no período analisado. Vale salientar que a amostra era composta de empresas de
diversos setores, não apenas do setor elétrico.
A BRR, segundo o custo de reposição, tem uma visão prospectiva e está associada à
capacidade de se manterem os ativos com o grau de desenvolvimento tecnológico. Entretanto,
o consumidor, nem sempre, está disposto a pagar por essa tecnologia disponível se essa
propiciar tarifas mais altas, ou seja, se o custo de reposição for superior ao custo histórico
corrigido.
Segundo Guthrie, Small e Wright (2006, p.2), a tendência moderna é a adoção do
“foward-looking cost rules”, em que os custos dos ativos são baseados nos valores pelos
quais um bem seria construído na data da avaliação, utilizando-se a melhor tecnologia
disponível.
55
Embora o custo de reposição seja uma medida de avaliação válida para a determinação
das tarifas, uma investigação robusta deve ser realizada para a prevenção de ganhos
inesperados dos investidores, ou benefícios exagerados aos consumidores, prejudicando a
continuidade da prestação do serviço. Existem, portanto, dificuldades práticas devido à
subjetividade utilizada para o cálculo. Se dois peritos forem contratados para avaliar o ativo
pelo custo de reposição, os valores dificilmente serão iguais devido à discricionariedade de
escolhas que são necessárias como, por exemplo, ativos com diversas tecnologias disponíveis.
Assim, melhorias na metodologia foram sendo propostas ao longo do tempo.
Adiante, serão discutidos dois métodos baseados no custo de reposição bastante
utilizados no setor elétrico.
2.2.2.3.1 Custo de Reposição Otimizado e Depreciado27 (CROD)
Esse método é visto como um refinamento do custo de reposição, pois envolve o custo
atual de reposição de um ativo moderno, supondo-se que serão substituídos por ativos mais
eficientes. O referido método é adotado na Austrália e Nova Zelândia.
Segundo o Economic Insights (2009), “CROD é definido como o custo depreciado de
um mesmo ativo equivalente e moderno, com os valores na forma mais eficiente possível a
partir de uma perspectiva de engenharia dada a capacidade de cobertura da rede, com a
depreciação na base da idade dos ativos existentes”28.
Spence (2004) analisou a utilização dessa metodologia no setor elétrico e concluiu que
é um conceito fraco e não resolve os problemas da regulação das tarifas. Assim, a autora
defende a utilização do custo atual ou uma avaliação, com acordo prévio, para um melhor
resultado regulatório e preços mais justos aos consumidores.
Esse método pode levar a empresa a receber tarifas como se sua infraestrutura fosse
nova, eficiente e a preços de hoje, enquanto, na verdade, esses são ativos antigos com vida útil
econômica de longa duração. Isso significa que o consumidor estaria financiando um
investimento realizado há muito tempo, como se ele estivesse sendo construído hoje, ou seja,
27
Optimised Depreciated Replacement Cost (ODRC).
The ODRC is defined as the depreciated cost of replicating the system using modern equivalent asset (MEA)
values in the most efficient way possible from an engineering perspective, given the network’s service
capability, with depreciation based on the age of the existing assets.
28
56
o desempenho atual está sendo mensurado com base em investimentos estimados para o
futuro e não por investimentos passados, como no CHC.
Para a mensuração do ativo pelo CROD, é necessário realizar diversas escolhas
subjetivas e arbitrárias e, principalmente, de engenharia. Johnstone (2003) argumenta que é
impossível auditar esse método, sendo esse um fato que deve ser levado em consideração,
principalmente, nos ambientes regulados, como o do setor elétrico.
O regulador australiano defende o CROD com base na teoria econômica, apesar de
reconhecer os inúmeros problemas com essa metodologia. O ACCC (1999, p. 39) explicita:
“Uma interpretação do CROD é que é a metodologia de avaliação que seria consistente com o
preço cobrado por um novo operador eficiente em uma empresa, e por isso é consistente com
o preço que prevaleceria na empresa em equilíbrio em longo prazo”.29 Como visto, não há
consenso quanto a essa metodologia de avaliação.
A ANEEL, no primeiro ciclo de revisão tarifária30, utilizou esse método, pois ainda
não havia um banco de dados de referência disponível para as concessionárias. Entretanto,
conforme expõe Teixeira (2005), a experiência brasileira com a aplicação do CROD foi um
processo difícil, com consequências indesejáveis para os reguladores e a sociedade. Percebese, entretanto, que esse método foi adotado no papel e não, propriamente, na prática. Um
breve relato da mensuração dos ativos nos três ciclos é realizado no capítulo seguinte.
2.2.2.3.2 Valor Novo de Reposição (VNR)
Esse método estabelece o preço de reposição de cada ativo, tendo como base uma
empresa referência, sendo essa a principal diferença com o CROD, que, por sua vez, tem por
base um ativo equivalente moderno (Modern Equivalent Asset - MEA).
A ANEEL estabeleceu, na Resolução Normativa nº 457/201131, que o VNR “refere-se
ao valor do bem novo, idêntico ou similar ao avaliado, obtido a partir do banco de preços da
29
One interpretation of DORC is that it is the valuation methodology that would be consistent with the price
charged by an efficient new entrant into an industry, and so it is consistent with the price that would prevail in
the industry in long run equilibrium.
30
Ver Nota Técnica n.º 353/2007-SRE/SFF/ANEEL
31
A Resolução 457/2011 estabelece o módulo 2: Revisão Tarifária Periódica de Concessionárias de Distribuição.
57
concessionária, ou do banco de preços referenciais, quando homologado, ou do custo contábil
atualizado”.
Anuatti Neto, Pelin e Peano (2004) citam que esse método é defensável por não se ater
aos registros contábeis, buscando retratar o custo de oportunidade do capital utilizado, embora
seja pouco difundido entre as empresas brasileiras, o que pode dificultar a sua aplicação.
Entretanto, se o valor do bem novo é utilizado como a base para a determinação da
tarifa, o investidor recebe uma quantia diferente daquela inicialmente investida, como, por
exemplo, se o custo do bem foi $100 e, quando da revisão tarifária, a avaliação pelo ativo
novo está em $120. Assim, o investidor recebe sobre os $120 e não pelo $100 realmente
desembolsado, que, logicamente, tem que ser ajustado pela inflação do período para a
manutenção do capital monetário, ou seja, o investidor está sendo remunerado acima do
capital investido e por um valor de um bem que ainda será reposto, podendo o seu preço ser
bem diferente à época. Se ocorrer o contrário, o VNR estiver abaixo do investido, por
exemplo, em $80, a empresa estará sendo expropriada, pois desembolsou $100 e, ainda, em
termos nominais.
Pelo exposto, a base pode ainda estar ‘super’ ou ‘sub’ avaliada pela subjetividade com
que esse método está exposto e acarretar ônus excessivos aos consumidores ou investidores.
2.2.3 Vantagens e Desvantagens do CHC e CR
Este tópico tem por objetivo confrontar as duas metodologias (CHC e CR), por serem
elas a base deste estudo, demonstrando os pontos fortes e fracos de cada uma.
A Figura 8 traz as vantagens e desvantagens do custo histórico corrigido e do custo de
reposição.
58
Vantagens
Custo Histórico Corrigido
Preserva o valor do ativo
Recupera o investimento e a taxa anteriormente acordada
Auditável
Consistente com o conceito de justo valor
Superestimado quando há avanço tecnológico significativo
Desvantagens
Custo de Reposição
Ativos próximos ao valor econômico
Maior grau de subjetividade
Dificuldade de encontrar ativos iguais ou similares
Menos transparente
Depende de fatos que ainda acontecerão
Pode não recuperar o investimento inicial devido à
variabilidade dos preços dos insumos, que são
commodities
Pode receber de volta todo o valor investido e ainda
obter caixa adicional que não será chamado de lucro
Figura 8 - Vantagens e Desvantagens do CHC e CR
Fonte: Elaborado pela autora
Como demonstrado, o CHC apresenta mais vantagens do que o CR. A desvantagem do
custo histórico corrigido é quando ocorre um avanço tecnológico significativo que
proporcione a diminuição do valor de reposição. Entretanto, para a determinação da tarifa, o
investidor deve ser remunerado pelo capital que foi investido e não pelo que irá repor no
futuro. E, ainda, quando da realização do investimento, era o que tinha de mais eficiente
naquele momento, não podendo o investidor ser penalizado por esse fato. O CHC é mais
transparente e auditável e traz, em termos reais, o valor do ativo que foi adquirido
anteriormente. E é esse valor que será a base para a sua remuneração, permitindo a
recuperação do investimento em termos reais, consistente, dessa forma, com o conceito de
justo valor adotado nesta tese.
Rogerson (2011) argumenta que as regras baseadas em custo são mais objetivas e,
portanto, reduzem gastos no processo regulatório. O autor afirma ainda que, para a adoção de
regras “foward-looking cost rules”, essas devem oferecer vantagens adicionais para
compensar, caso contrário, não fica claro porque elas devem ser utilizadas. Em outras
palavras, o CR tem que proporcionar benefícios superiores aos custos incorridos.
Uma grande desvantagem do CR é o seu grau de subjetividade, que impede um
acompanhamento maior pelo regulador e sociedade, sendo, portanto, menos transparente. E,
como os valores ainda estão por se concretizar, e por um longo período de tempo, pode ser
que esse montante seja bem diverso daquele efetivo valor no futuro. Como já citado, alguns
insumos utilizados nos investimentos são commodities com grande volatilidade e,
dependendo da data do laudo de avaliação, esses preços podem estar em alta ou em baixa,
prejudicando uma mensuração justa. Essa variação pode expor os investidores a riscos
inesperados e, para cobrir esses riscos, tem que haver uma compensação, como, por exemplo,
ajustar a taxa de remuneração acordada previamente.
59
Para tomada de decisão e planejamento estratégico, o CR é vantajoso, pois traz o valor
do ativo próximo ao seu valor econômico, mas, para a determinação da tarifa, pode ser
prejudicial para o investidor e/ou consumidor, conforme demonstrado na Figura 9.
Metodologias Consequências
Tarifas mais altas
CR > CHC
Remuneração do investidor acima do capital empregado
Ao repor o ativo, não há novo investimento por parte do investidor
Consumidor, por meio da tarifa, já financiou o novo ativo
Investidor recebe um retorno sobre um capital que não foi investido
Depreciação computada acima do que o investidor desembolsou
Tarifas mais baixas
CR < CHC
Remuneração do investidor abaixo do capital investido
Depreciação computada a menor do que foi desembolsado
Não atende ao princípio do equilíbrio econômico-financeiro
Figura 9 - Consequências da Aplicação dos Métodos
Fonte: Elaborado pela autora
Quando do laudo de avaliação realizado para a revisão tarifária, ocorre um CR maior
que o CHC (ou seja, maior que a inflação do período), ocasionando uma tarifa mais alta do
que o necessário; nesse caso, o consumidor estará ‘financiando’ um excedente para a
reposição de um ativo no futuro. Se ocorrer o contrário, o CR for menor que o CHC, o
consumidor será beneficiado, mas coloca em risco a prestação do serviço no futuro. O
investidor não recupera o capital investido anteriormente, em que existia outra realidade, ou
seja, outra tecnologia, que era a disponível naquele momento e considerada a mais eficiente.
Nesse caso, o regulador deverá ajustar a remuneração do investidor e, por consequência,
adotar o CHC, o que, ao final da vida útil do ativo, resultará no desembolso do investidor
(capital próprio ou de terceiros) para a reposição do bem, devendo uma nova taxa de retorno
ser pactuada para a recuperação desse capital.
A Tabela 6 mostra um exemplo numérico simples para melhor entendimento. Se um
ativo foi adquirido por 100 e contabilizado e depreciado a CH, após cinco anos, com uma
inflação de 3% a.a. e a taxa de depreciação de 2% ao ano, o valor líquido desse bem é 90
(houve uma depreciação de 10%). Se esse mesmo ativo for mensurado a CHC na mesma data,
o seu valor será 115,93, e depreciado na mesma taxa, o seu saldo líquido é 104,34, uma
variação de 15,93%, que representa a inflação acumulada no período. Simulando um CR de
120, à mesma taxa de depreciação, o valor líquido se altera para 108, o que representa uma
diferença de 3,51% em relação ao CHC e de 20%, em relação ao CH. O excedente do CR em
relação ao CHC é devido ao preço de reposição que foi acima da inflação. Se ocorrer um CR
de 110, ocorre uma variação negativa em relação ao CHC, pois o valor do ativo, por algum
60
motivo (avanço da tecnologia, por exemplo), não acompanhou a inflação. Assim, mais uma
vez, o investidor tem que ser remunerado pelo que ele já desembolsou, que, nesse exemplo,
foi 100 e, em termos reais, 115,93.
Tabela 6 - Comparação dos métodos
CH
CHC
CR>CHC CR<CHC
100,00
115,93
120,00
110,00
(10,00)
(11,59)
(12,00)
(11,00)
90,00
104,34
108,00
Fonte: Elaborado pela autora
99,00
Evidentemente, existem outras políticas públicas que não a alteração do método de
mensuração para ajustar essa situação, mas entende-se que essa opção pode ser mais
transparente e inteligível para a verificação por parte da sociedade. Em outras palavras,
existem mecanismos de correção como, por exemplo, o Fator X (que será discutido no
próximo capítulo), que busca distribuir os ganhos de produtividade, mas não faz parte da Base
de Remuneração Regulatória. Entretanto, nesse ponto, ocorre o poder discricionário do
regulador.
2.2.4 Híbrido
O método híbrido corresponde à junção da mensuração a valor econômico e o custo de
reposição, também conhecido como Optimised Deprival Value (ODV). Segundo o Economic
Insights (2009), esse método é definido como o menor valor entre o custo de reposição
otimizado e depreciado e o valor econômico.
Ainda, esse método é utilizado quando os valores do CROD e o VE diferem entre si,
aplicando-se a denominada regra de privação, que seria o valor que o investidor poderia obter
para os ativos, devendo, desse modo, ser recompensado por ser privado desses ativos, ou seja,
a perda mínima de riqueza que a empresa incorreria se fosse privada do ativo.
O ODV de um ativo é igual ao seu custo de reposição quando a empresa iria substituir
o ativo, se a empresa foi privada de seu uso; caso contrário, é igual ao valor presente dos
futuros benefícios econômicos a ser gerado por esse ativo (Evans & Guthrie, 2005).
A Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica - Abradee (2010)
argumenta que a grande vantagem desse método é a semelhança com o comportamento de
61
uma empresa em concorrência. Mas a Associação alerta que, somente se a regulação for
branda, como, por exemplo, quando a concessionária pode fixar os preços aos consumidores,
é possível a sua aplicação. Em nosso ambiente regulatório, portanto, essa metodologia não
poderia ser aplicada, pois quem determina o preço ao consumidor é o regulador.
Entretanto, trata-se de um conceito que merece ser discutido em trabalhos posteriores,
pois, atualmente, não é possível uma análise empírica quanto a essa metodologia.
2.3 Depreciação
A depreciação contábil tem por objetivo repor uma parcela do custo do ativo que foi
adquirido em determinada data e está sendo utilizado para gerar receita, ou seja, benefícios
para a entidade. Essa depreciação deve ser realizada de forma sistemática ao longo da vida
útil do bem e representar a redução do valor econômico do ativo em cada período. Ela é
flexível e a escolha do método a ser utilizado atua diretamente com o fluxo de caixa da
empresa e o lucro apurado no período.
Quando realizada a depreciação com o ativo mensurado ao custo histórico, ocorre a
‘reserva’ de parte do lucro para o restabelecimento do capital investido a valor nominal e,
assim, a despesa com depreciação é menor, proporcionando maior lucro nominal, enquanto
que, com o custo histórico corrigido, o efeito é como uma recuperação do capital investido
atualizado monetariamente, com lucro menor, mas efetivo em termos de capacidade de
compra da moeda.
Já a custo de reposição, a ótica da depreciação é alterada, pois, apesar de ainda estar
vinculada ao caixa, a parcela reconhecida no resultado representa o valor do bem no futuro,
quando o ativo será reposto, e não no custo de aquisição do bem, contribuindo para a
manutenção da capacidade física da empresa.
Em qualquer um dos métodos, a depreciação tem relação fundamental com o lucro,
ainda que não seja caixa naquele momento. Como citam Pardina, Rapti e Groom (2008),
alterar a taxa de depreciação não fornece caixa adicional, mas altera a alocação dos fluxos de
caixa entre lucro e depreciação. Na verdade, altera-se o fluxo de caixa total também quando
essa depreciação tem efeitos tributários.
62
E, no setor elétrico, não é diferente. Nesse setor, a depreciação é um componente de
custo importante devido ao expressivo valor dos ativos. Para a concessionária, qualquer
alteração no método de depreciação pode gerar ganhos ou perdas expressivas. Para os
consumidores, pode levar a desigualdades intergeracionais, ou seja, os clientes atuais estarão
arcando com recursos utilizados por consumidores futuros ou vice-versa.
A depreciação é parte da recuperação do capital investido ao longo da vida útil do
bem, pois faz parte da parcela B da receita requerida e não apenas a representação do desgaste
ou obsolescência do ativo.
Existem três métodos mais utilizados para o cálculo da depreciação: Depreciação
Linear ou Quotas Constantes; Soma dos Algarismos dos Anos ou Soma dos Dígitos; e Saldo
Decrescente ou Percentagem Fixa sobre o Valor Contábil. No Brasil, a ANEEL é que define
a taxa de depreciação e ela tem utilizado o método de depreciação linear, sendo esse método
criticado por não refletir a taxa em que o ativo realmente diminuiu em valor.
Segundo Wanderley, Cullen, e Tsamenyi (2011), o regulador brasileiro, ao adotar esse
método, assume que o desgaste dos ativos está relacionado com o tempo e não ao nível de
atividade e, ainda, que a produção é constante durante toda a vida útil do ativo. Por ser
constante, pode subestimar um desgaste maior ou menor da depreciação real. Isso significa
que, se ocorrer um desgaste maior no ativo nos primeiros anos de utilização, a depreciação
será subestimada.
Esse fato não ocorre se utilizado o método do saldo decrescente, porque, nos primeiros
anos, as quotas de depreciação são maiores. O mesmo acontece em relação ao método da
soma dos dígitos, se utilizado de forma decrescente, haja vista que ele também pode ser
utilizado de forma crescente (que poderia subestimar a depreciação inicial também).
Vale destacar que, para a determinação da tarifa, é utilizada a depreciação regulatória
determinada pela ANEEL que pode não ser a mesma taxa utilizada na contabilidade
societária, a qual leva em consideração a vida útil econômica dos ativos. O regulador pode
adotar políticas de incentivos para a alocação dos custos associados aos consumidores. Com a
taxa de depreciação mais baixa, no curto e médio prazo, e mais alta, a longo prazo, por
exemplo, os atuais consumidores serão favorecidos em relação às gerações futuras. Nesse
sentido, a taxa de depreciação precisa satisfazer o objetivo de formação de preço justo aos
63
consumidores e investidores. A depreciação determinada pelo regulador integra a QRR que
compõe a BRR, sendo ela relevante para o cálculo das tarifas32.
Assim, se as taxas de depreciação regulatória forem mais lentas que a depreciação
econômica, o valor contábil pode ser maior que o seu valor econômico, ou seja, o ativo estará
supervalorizado no balanço patrimonial. Nesse caso, pode ocorrer um retorno acima do justo
valor. E, ainda, se ocorrer uma depreciação acelerada, em que o valor contábil seja menor que
o valor econômico, os atuais consumidores estarão arcando com o ônus da substituição dos
ativos.
Apesar dos vários métodos que podem ser utilizados, a depreciação não deixa de ser
arbitrária, mesmo que sistemática, podendo levar a gerenciamento de resultados e intervenção
política, pois se trata de um dos principais accruals discricionários. Por se tratar de uma
indústria de capital intensivo, o setor elétrico é muito suscetível ao risco de expropriação de
investimentos.
2.4 Inflação
A inflação33 caracteriza-se pelo aumento geral dos preços. Ela provoca um declínio do
poder aquisitivo da moeda e está diretamente ligada à economia e à contabilidade. A situação
oposta é denominada deflação, ou seja, uma queda dos preços. Assim, enquanto a inflação
reduz o valor real da moeda ao longo do tempo, a deflação aumenta esse valor real.
A Tabela 7 apresenta a inflação acumulada pelo Índice Geral de Preços – IPC, nos
últimos quinze anos, de 1999 a 2013, de 21 países. É bom salientar que o Brasil já se
encontrava fora do período de hiperinflação, mas, mesmo assim, o valor acumulado de
161,65% é relevante. No Japão, na maioria dos anos, houve deflação, ainda que, em 2013,
houve uma inflação de 1,61% e uma média anual de deflação de 0,20%. Na África do Sul e no
México, nos últimos 15 anos, a inflação acumulada foi superior a 100%, sendo a Rússia e a
Turquia os países com inflação mais alta, 511% e 1.172%, respectivamente.
32
33
O Capítulo 03 traz com detalhes a composição tarifária.
Os efeitos da inflação nas demonstrações contábeis já foram discutidos nas seções anteriores.
64
Tabela 7 - Inflação de 1999 a 2013
IPC
1999 a 2013
País
Inflação anual 2013 Média Anual Acumulado
África do Sul
5,30%
5,23%
113,19%
Alemanha
1,43%
1,60%
26,79%
Áustria
1,87%
2,06%
35,77%
Bélgica
0,97%
2,15%
37,58%
Brasil
5,91%
6,65%
161,65%
Canadá
1,24%
1,99%
34,40%
Chile
3,02%
3,09%
57,13%
China
2,51%
2,19%
37,93%
Espanha
0,25%
2,72%
49,36%
Estados Unidos
1,50%
2,38%
42,18%
França
0,69%
1,64%
27,64%
Grã-Bretanha
2,00%
2,71%
38,74%
Grécia
-1,71%
2,73%
49,54%
Holanda
1,70%
2,09%
36,30%
Hungria
0,37%
5,63%
126,51%
Índia
9,13%
6,56%
157,02%
Itália
0,66%
2,16%
37,74%
Japão
1,61%
-0,20%
-2,98%
México
3,97%
5,17%
112,22%
Rússia
6,48%
13,06%
511,82%
Turquia
7,40%
20,06%
1172,16%
Fonte: Elaborado pela autora34
É importante frisar que, mesmo com uma inflação relativamente modesta, mecanismos
de ajustes devem ser adotados. Os contratos de longo prazo necessitam de indexação para a
mitigação do risco de inflação, sendo essa uma prática comum nesses arranjos, haja vista que
a inflação é um fator ambiental que pode impactar no processo de regulação, devendo-se
buscar um índice que melhor represente as variações do poder aquisitivo.
Conforme destaca Pedell (2006), o poder concedente pode, em períodos de alta da
inflação, não permitir o aumento das tarifas com o objetivo de evitar gastos adicionais aos
consumidores, afetando as empresas negativamente. Em outras palavras, o setor elétrico pode
ser utilizado como um mecanismo para conter a inflação durante um determinado período de
tempo, pois o governo tem poder coercitivo para impedir que as tarifas de energia sejam
reajustadas.
Os contratos das distribuidoras no Brasil são indexados, sendo alguns custos
corrigidos pelo Índice de Preços ao Consumidor Amplo – IPCA, e outros, pelo Índice Geral
de Preços de Mercado – IGP-M. Terrenos e servidões, por exemplo, são atualizados a partir
34
Os dados anuais foram coletados do site http://pt.global-rates.com/estatisticas-economicas/inflacao/2013.aspx.
65
dos valores contábeis pelo IPCA. Já a base blindada dos ativos das revisões tarifárias
anteriores é atualizada pelo IGP-M, bem como os reajustes anuais das tarifas.
Devido ao ambiente de alta inflação vivido pelo Brasil até meados de 1990, a
indexação de preços era comum, mas, com a estabilidade econômica a partir do plano real,
essa prática foi abolida. Em geral, somente os contratos de longo prazo possuem indexador.
Em 2012, o governo brasileiro ventilou a possibilidade de desindexar os novos
contratos de concessão e isso trouxe instabilidade para o setor de energia, mas, depois de mais
estudos, a intenção foi declinada.
66
67
3. METODOLOGIA DE REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA - RTP
Este capítulo tem por objetivo proporcionar uma visão geral da atual metodologia de
revisão tarifária periódica, destacando o reposicionamento tarifário e o fator X. E, ainda,
delinear um breve histórico dos três ciclos que ocorreram até o momento.
O modelo de regulação adotado pela ANEEL é a regulação pelo preço-teto35 (pricecap) em que, como já citado, é estabelecido um preço máximo da tarifa a ser cobrado pelas
distribuidoras. Existem três mecanismos para a revisão desse preço máximo: revisão tarifária
periódica (RTP), reajuste tarifário anual (RTA) e revisão tarifária extraordinária (RTE).
A RTP acontece, geralmente, de 4 em 4 anos, e tem como objetivo revisar o nível e a
estrutura tarifária em que são realizadas várias audiências públicas36 para debater o
aperfeiçoamento das metodologias adotadas. Já a RTE, como o próprio nome diz, pode
ocorrer a qualquer tempo se houver alterações significativas que podem impactar nos custos
das empresas. E, por último, o RTA tem por objetivo atualizar monetariamente os custos
gerenciáveis e repassar os custos não gerenciáveis. Nos anos de revisão periódica, não ocorre
o reajuste tarifário anual.
O alvo deste estudo é a revisão tarifária periódica. Cada contrato de concessão possui
uma data específica de revisão tarifária, com periodicidades variadas. A maioria ocorre a cada
quatro anos, outras, a cada cinco anos, e somente à Espírito Santo Centrais Elétricas S.A Escelsa37 foi determinado que o prazo é a cada três anos. Após as privatizações, já ocorreram
três revisões tarifárias, sendo: o 1º Ciclo, de 2003 a 2006; o 2º Ciclo compreendeu o período
de 2007 a 2010; e o terceiro ciclo, de 2011 a 2014, conforme apresenta a Figura 10.
35
Este estudo não se destina a discutir o melhor modelo de regulação e, sim, as dificuldades de mensuração dos
ativos do setor elétrico.
36
Audiência Pública é um instrumento de apoio ao processo decisório da ANEEL, de ampla consulta à
sociedade, que precede a expedição dos atos administrativos.
37
Conforme contrato de concessão 001/1995, cláusula nona e cartilha Escelsa disponível em
http://www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/Cartilha%20Escelsa.pdf.
68
1º Ciclo de Revisões
Tarifárias Periódicas
2003
1ª Revisão
Tarifária da
Escelsa
1998
2º Ciclo de Revisões
Tarifárias Periódicas
2006
2007
2ª Revisão
Tarifária da
Escelsa
3ª Revisão
Tarifária da
Escelsa
2001
2004
3º Ciclo de Revisões
Tarifárias Periódicas
2011
2010
4ª Revisão
Tarifária da
Escelsa
2014
5ª Revisão
Tarifária da
Escelsa
2007
2010
6ª Revisão
Tarifária da
Escelsa
2013
Figura 10 - Ciclo de Revisões Tarifárias Periódicas Realizadas pela Aneel
Fonte: ANEEL
Nesse processo de revisões, é importante distinguir nível tarifário de estrutura tarifária,
que são os dois estágios da RTP. Primeiramente, é definido o reposicionamento da receita
requerida (nível tarifário) para a manutenção do equilíbrio econômico financeiro da
concessionária, bem como é realizado o cálculo do Fator X38 que deverá vigorar no período
regulatório seguinte. Já no segundo estágio, a estrutura tarifária, estabelecem-se os preços
relativos a serem cobrados das diversas classes de consumo, ou seja, dos vários tipos de
usuários, com o objetivo de buscar a receita almejada. Visa, ainda, a atribuir a cada tipo de
consumidor uma tarifa que reflita o custo de seu consumo de acordo com a sua categoria. A
Figura 11 ilustra esse processo. Contudo, o foco deste estudo é o nível tarifário, portanto não
será detalhada a estrutura tarifária39.
REVISÃO TARIFÁRIA PERIÓDICA
NÍVEL TARIFÁRIO
Receita Requerida
(Parcelas A e B)
ESTRUTURA TARIFÁRIA
Preços Relativos – Diferentes
Classe de Consumo
Figura 11 - Estágios da Revisão Tarifária Periódica
Fonte: ANEEL
38
Funciona como um redutor dos índices de reajuste das tarifas cobradas aos consumidores. Tem por função
repassar ao consumidor os ganhos de produtividade estimados pela concessionária.
39
Para aprofundar sobre a estrutura tarifária, ver a tese de Fugimoto (2010).
69
Os principais objetivos do primeiro estágio são o aprimoramento do nível da tarifa e a
distribuição do ganho. E, nesse sentido, deve-se assegurar a modicidade das tarifas,
beneficiando o consumidor, bem como o direito ao equilíbrio econômico-financeiro das
concessionárias durante a vigência do contrato e, ainda, garantir a eficiência na prestação do
serviço. Dessa forma, há um trade-off nesses objetivos que precisa ser balanceado, buscando
o regulador mecanismos para dirimir esse impasse de modo que não comprometa o
desempenho da firma e, ao mesmo tempo, não diminua o bem-estar do consumidor.
A tarifa é composta de duas parcelas distintas, sendo elas, ‘A’ e ‘B’. A parcela ‘A’
contém os custos não gerenciáveis, ou seja, não estão sob o controle das empresas, visto que
são custos exógenos (encargos setoriais, compra e transmissão de energia). Já a parcela ‘B’ é
composta pelos custos gerenciáveis, sob o controle da firma, que são os custos operacionais e
de manutenção (pessoal, materiais, aluguéis entre outros) e os custos de capital, que são os
investimentos realizados, sendo este último o foco deste estudo, como já citado.
O cálculo da remuneração do capital investido pelas concessionárias depende
fundamentalmente da Base de Remuneração Regulatória (BRR). Em outras palavras, BRR é a
base dos investimentos sobre os quais os investidores podem auferir uma determinada taxa de
retorno.
A metodologia de revisão tarifária no Brasil está em constante debate. No momento da
privatização, não foi definida a metodologia de avaliação dos ativos. O tema foi postergado
para discussão no primeiro ciclo de revisão tarifária (2003 a 2006). Contudo, a primeira
revisão tarifária, a da Escelsa, se deu em 1998.
A Nota Técnica (NT) Nº 148, de 7 de junho de 2002, e a Resolução Nº 493, de 03 de
setembro de 2002, da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), dispõem acerca dos
principais métodos para a definição da BRR e determinam o método do custo de reposição
pelo valor de mercado para as revisões tarifárias a partir de 2003.
O primeiro ciclo de revisão tarifária foi alvo de um intenso debate em relação à
metodologia a ser utilizada para o cálculo da BRR. Em virtude desse fato, em 2003, as 17
distribuidoras que estavam em processo de revisão tarifária ficaram com uma BRR provisória,
não ocorrendo a validação definitiva naquele ano, o que trouxe insegurança para o setor. O
mesmo ocorreu com as demais distribuidoras nos anos seguintes. A ANEEL definiu que a
única opção viável naquele momento era o método de custo de reposição, com a abordagem
DORC - Custo de Reposição Otimizado e Depreciado, que será detalhado no próximo
capítulo desta tese.
70
Já no segundo ciclo, quando o setor já estava mais consolidado, o método utilizado foi
preservado, mas com a criação de um banco de preço. A principal diferença em relação ao
DORC é que o custo de reposição é obtido a partir de preços médios praticados pelas
empresas e não de forma individual como realizado no ciclo anterior.
A base de ativos valorada e aprovada no primeiro ciclo denominou-se base blindada,
sendo ela atualizada pelo IGP-M (Índice Geral de Preços – Mercado). Já os ativos que
entraram em operação entre a primeira e segunda revisão fazem parte da base incremental,
que é mensurada pelo custo de reposição pela abordagem do Valor Novo de Reposição
(VNR).
E, por último, no terceiro ciclo, a grande alteração ocorreu no cálculo dos custos
operacionais.
3.1 Componentes da Metodologia de Revisão Tarifária Periódica
3.1.1 Reposicionamento Tarifário
O reposicionamento tarifário (RT) é o percentual médio de variação das tarifas, e o seu
cálculo é definido na fórmula abaixo:
 RR − OR 
RT = 
 X100
 RV 
(1)
Onde:
RT: Reposicionamento Tarifário Médio (%);
RR: Receita Requerida;
OR: Outras Receitas; e
RV: Receita Verificada.
É o reposicionamento tarifário que determina o valor das tarifas com o objetivo de
estabelecer preços justos para os consumidores e investidores. A Figura 12 apresenta os
passos para o cálculo, de acordo com a fórmula descrita acima, que nada mais é do que o
resultado da comparação entre a Receita Requerida e Receita Verificada.
71
Reposicionamento Tarifário
Receita Requerida
Parcela A
Custos não
Gerenciáveis
Outras Receitas
Receitas inerentes
ao serviço de
distribuição
Parcela B
Custos
Gerenciáveis
Receitas de outras
atividades
empresariais
serviço de
Atividades
Complementares
Custos Operacionais
(Empresa Referência)
Receita Verificada
Aplicação das tarifas
vigentes ao mercado
referenciado no ano
teste
Atividades
Atípicas
Custos de Capital
Remuneração do
Capital
Quota de Reintegração
Regulatória - QRR
Figura 12 - Reposicionamento Tarifário
Fonte: Elaborado pela autora com base na fórmula estabelecida pela ANEEL para o 3º CRTP
Conforme ilustrado na Figura 12, a receita requerida é composta pelas Parcelas A e B.
Entretanto, como já comentado, a parcela A contém os custos não gerenciáveis, ou seja, não
estão, em tese, sob o controle das empresas, visto que esses são custos exógenos, como
compra de energia (geração), transporte (transmissão) e encargos setoriais. Esses custos são
repassados integralmente (pass-through) sem o estabelecimento de metodologia de cálculo,
por isso a finalidade primordial da RTP é definir o novo valor da parcela B, ou seja, a forma
mais adequada de se mensurar essa parcela. Já a parcela B contém custos endógenos e podem
ser gerenciados como os custos operacionais e de capital.
Os custos operacionais são aqueles relacionados às atividades diárias das empresas,
como pessoal, administradores, materiais e serviços de terceiros, tributos, seguros, e outros, e
ainda as receitas irrecuperáveis, ou seja, os custos recorrentes. Adicionam-se a esses custos as
receitas irrecuperáveis que estão associadas à inadimplência, ou melhor, o montante que é
faturado e não recebido. Essas receitas são compostas de duas parcelas: aquelas associadas a
encargos setoriais e as relativas aos demais itens de receita. A cada ciclo, é determinado um
percentual regulatório com base no desempenho e dividido por classe de consumo e por grupo
de empresas.
Cabe ressaltar que os custos operacionais deferidos na RTP não são alterados até a
próxima revisão, pois trata-se de um incentivo para a redução dos custos nessa lacuna de
72
tempo, estimulando, assim, a eficiência. Nos dois primeiros ciclos de revisão tarifária, o
modelo utilizado foi o de empresa referência, sendo adotada, nesse último ciclo, uma nova
metodologia, qual seja, a análise comparativa conhecida como benchmarking. Não se sabe
ainda qual método será utilizado no próximo ciclo. A ANEEL, na Consulta Pública
nº11/2013, colocou para discussão a escolha entre os dois métodos já utilizados.
Apesar do grande percentual dos custos operacionais no montante das tarifas, esse não
é o ponto principal desta tese e, desse modo, não será discutido minuciosamente.
Já os custos de capital são aqueles relacionados com os investimentos e, por
conseguinte, diretamente ligados com a valoração dos ativos, sendo eles divididos em duas
categorias: remuneração de capital (RC) e quota de reintegração regulatória (QRR).
No capítulo anterior, foram ilustrados os componentes da BRR, entretanto, não foram
discutidas a RC e a QRR, mas observou-se que esses dois componentes dependem
fundamentalmente do Ativo Imobilizado em Serviço (AIS). Portanto, a mensuração desses
ativos, sobre os quais incidirão a RC e a QRR, é de extrema importância para o êxito da
regulação e para a decisão de investir dos agentes. Trata-se, assim, do ponto de partida para o
cálculo dos custos de capital.
As metodologias de valoração de ativos também já foram apresentadas, dentre as
quais, destacaram-se o valor novo de reposição (VNR) e o custo histórico corrigido (CHC),
devendo o modelo adotado contribuir para mitigar a assimetria de informação.
Como já citado, a ANEEL adota o VNR, e os itens que compõem os ativos são:
equipamentos principais (EP); componentes menores (COM); custos adicionais (CA); e os
juros sobre obras em andamento (JOA). A cada ciclo, é realizado um laudo de avaliação por
empresas autorizadas, sendo os EP valorados com base nos preços praticados pela empresa, e
os COM e CA, por referências contábeis.
De acordo com o Manual de Contabilidade do Setor Elétrico (MCSE), os EPs
compreendem os equipamentos representados por Unidade de Cadastro (UC) e de Adição e
Retirada (UAR), não havendo dificuldade em sua quantificação e valoração, tendo em vista
que é utilizado o valor da nota fiscal e outras despesas relacionadas, quando for o caso, ou os
preços médios do estoque. Desse modo, há pouca discricionariedade no cálculo.
A maior dificuldade se dá em relação aos custos associados aos componentes menores
(COM) e aos custos adicionais (CA) diretos e indiretos, que são imprescindíveis para o
funcionamento dos ativos. Trata-se de um ponto polêmico que pode causar dubiedades na
apropriação por parte das distribuidoras, bem como na validação pelo regulador.
73
Esses custos são de difícil comparação entre as empresas, pois cada uma possui
padrões distintos, e muitas variáveis influenciam os valores dos COM e CA como, por
exemplo, especificidade da região, obras emergenciais que, mesmo sendo eficientes, podem
ter custos acima do normal devido à urgência, entre outras.
E, finalmente, os juros sobre obras em andamento - JOA, que representam um
percentual em função do tempo da obra até o ativo entrar em serviço e que será aplicado sobre
os EP, COM e CA. Segundo o MCSE (versão 201540), esses custos só podem ser ativados se
limitados ao Custo Médio Ponderado de Capital (WACC)41 regulatório ou aos custos
incorridos, se forem menores que o WACC. Assim é composto o VNR do Ativo Imobilizado
em Serviço, que servirá de base para o cálculo do custo de capital, tanto para a QRR e RC.
Conforme exposto na Tabela 2, o cálculo da QRR é o produto entre a taxa de
depreciação média estipulada pelo regulador e a base de remuneração regulatória bruta
(BRRb), conforme a equação abaixo:
QRR = BRRb x δ
(2)
onde:
QRR: Quota de Reintegração Regulatória;
BRRb: Base de Remuneração Regulatória bruta; e
δ : Taxa média de depreciação das instalações
Como já explicado no capítulo anterior, a mensuração do AIS é realizada atualmente
pela metodologia do custo de reposição sob a abordagem do valor novo de reposição (VNR).
Após o cálculo, o AIS é subtraído por três itens para se chegar à BRRb: índice de
aproveitamento (IA); obrigações especiais (OE); e bens totalmente depreciados.
O índice de aproveitamento tem por objetivo subtrair uma parcela de ativos que não é
utilizada diretamente na prestação de serviços, ou seja, serão remunerados somente aqueles
investimentos essenciais à atividade de distribuição, sendo o IA calculado de acordo com a
fórmula determinada pelo regulador42.
As obrigações especiais são investimentos prudentes que estão sob a gestão das
distribuidoras, mas o aporte de capital foi realizado pelo consumidor ou governo, por isso essa
conta é reduzida do AIS. Entretanto, a administração desses ativos não está livre de riscos,
podendo ocorrer imprevistos, como eventuais sinistros, que podem elevar a relação
40
Disponível em: http://www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/MCSE_-_Revis%C3%A3o.pdf.
A ANEEL tem utilizado o termo em inglês Weighted Averaged Cost of Capital – WACC. 8
42
A fórmula em vigor está detalhada no submódulo 2.3 do Proret, que trata da base de remuneração regulatória.
41
74
risco/retorno e atualmente não são remunerados. Por isso, há reivindicações para acrescentar
uma taxa de administração a favor das distribuidoras ou um prêmio de risco. O montante
relacionado a obrigações especiais, em algumas concessionárias, são significantes, como
demonstrado na Tabela 8, no que se refere ao 3º ciclo. O AIS da Amazonas é constituído de
57% de ativos adquiridos com recursos de obrigações especiais. A Celtins, no terceiro ciclo,
possuía mais de 50% de ativos, e a Sulgipe, quase 48%, ou seja, a distribuidor não recebe
nenhuma remuneração relativa a esse percentual de ativos que estão sob a sua administração.
Ressalta-se que cerca de 38% das distribuidoras possuem mais de 20% em investimentos
advindos de obrigações especiais.
Tabela 8 - Percentual das Obrigações Especiais em Relação ao AIS
Distribuidora
OE/AIS - 3º Ciclo
Distribuidora
OE/AIS - 3º Ciclo
Distribuidora
OE/AIS - 3º Ciclo
AMAZONAS
57,06%
ELFSM
20,62%
CEB-D
10,19%
CELTINS
50,76%
ENERGIPE
20,24%
CPFL JAGUARI
10,14%
SULGIPE
47,59%
EDEVP
19,98%
CPFL MOCOCA
9,77%
ELETROBRÁS RONDÔNIA
35,11%
ENERSUL
19,38%
ELETROPAULO
9,38%
ELETROBRÁS PIAUÍ
34,95%
COPEL-D
18,98%
RGE
9,29%
ELETROACRE
33,09%
COCEL
18,92%
BANDEIRANTE
8,59%
IGUAÇU ENERGIA
30,07%
COELCE
18,82%
ENERGISA NOVA FRIBURGO
8,22%
CELPA
29,27%
ENERGISA BORBOREMA
17,42%
FORCEL
7,56%
UHENPAL
28,09%
CAIUÁ
17,40%
CPFL LESTE PAULISTA
7,29%
ENERGISA MG
27,80%
CPFL SANTA CRUZ
17,32%
CEEE-D
7,19%
CEMAT
27,76%
ENERGISA PARAÍBA
16,69%
AMPLA
6,51%
CEMAR
26,78%
CELESC
15,70%
CELPE
6,44%
BRAGANTINA
25,80%
COSERN
13,86%
DME-D
6,00%
COELBA
25,55%
CPFL PAULISTA
13,42%
AES SUL
5,30%
ELETROBRÁS ALAGOAS
25,47%
HIDROPAN
12,13%
EFLUL
3,65%
CEMIG-D
25,24%
MUXFELDT
11,76%
LIGHT
2,98%
CNEE
23,19%
CPFL PIRATININGA
11,71%
ELFJC
2,03%
CHESP
23,15%
CPFL SUL PAULISTA
10,91%
COOPERALIANÇA
0,74%
CELG-D
21,37%
ELEKTRO
10,40%
DEMEI
0,18%
CFLO
21,19%
ESCELSA
10,31%
ELETROCAR
20,94%
BOA VISTA
10,30%
Fonte: ANEEL
E, por fim, para se chegar ao montante da BRRb, os bens que já estão totalmente
depreciados, mas ainda em bom estado de funcionamento, gerando benefícios econômicos
futuros, devem ser excluídos. Existe aqui um trade-off, pois esses ativos não são mais
remunerados e passam a contribuir para a modicidade tarifária. Entretanto, para o
concessionário, eles representam riscos operacionais e desestimulam a utilização,
independentemente, das condições reais do ativo. Assim, o investidor irá preferir substituir o
bem sem necessidade para possibilitar a remuneração e, para conter essa situação, é
primordial rever a política de depreciação utilizada e aprimorá-la com o passar do tempo. Se,
após a depreciação total do ativo, o mesmo ainda continua em boas condições de uso, deve-se
75
incentivar pela sua continuidade, evitando a substituição desnecessária. Por isso, uma
remuneração sobre esses bens também deveria existir, como defendido nas obrigações
especiais. A Tabela 9 traz o percentual dos bens totalmente depreciados em relação ao AIS,
ressaltando-se que a Forcel possuía, no 3º ciclo, quase 36% de bens depreciados, seguida da
CEB-D, com aproximadamente 34%, ou seja, mais de um terço de seus investimentos.
Tabela 9 - Percentual dos Bens Totalmente Depreciados em Relação ao AIS
Bens Depreciados/AIS 3º Ciclo
Bens Depreciados/AIS
3º Ciclo
FORCEL
35,52%
LIGHT
14,19%
CEB-D
33,70%
ELFSM
13,30%
ELETROBRÁS PIAUÍ
29,50%
ELEKTRO
12,90%
EDEVP
26,99%
BRAGANTINA
12,88%
CPFL PAULISTA
24,93%
CEEE-D
12,86%
CPFL LESTE PAULISTA
23,77%
ENERGISA PARAÍBA
12,65%
CFLO
22,65%
ENERGISA MG
12,59%
HIDROPAN
22,53%
CEMIG-D
12,45%
CAIUÁ
22,01%
COELCE
12,52%
COCEL
21,65%
CEMAR
12,30%
CPFL SANTA CRUZ
21,38%
CPFL JAGUARI
12,25%
ELETROCAR
21,30%
CPFL SUL PAULISTA
12,01%
ELETROPAULO
20,73%
CHESP
11,07%
AES SUL
20,41%
AMAZONAS
10,86%
COPEL-D
20,30%
CPFL PIRATININGA
10,30%
10,21%
ENERSUL
19,69%
ELETROBRÁS ALAGOAS
BANDEIRANTE
18,56%
ENERGIPE
9,55%
MUXFELDT
18,27%
CELTINS
9,13%
IGUAÇU ENERGIA
17,96%
ELETROACRE
8,92%
CELG-D
17,95%
CELPA
8,74%
RGE
17,75%
CEMAT
8,21%
ESCELSA
17,73%
CPFL MOCOCA
8,13%
ENERGISA BORBOREMA
17,60%
COOPERALIANÇA
8,07%
COSERN
16,99%
CNEE
7,88%
CELPE
16,70%
ENERGISA NOVA FRIBURGO
7,72%
ELFJC
15,64%
EFLUL
6,10%
DME-D
16,51%
ELETROBRÁS RONDÔNIA
6,00%
COELBA
15,53%
CELESC
5,84%
UHENPAL
14,90%
AMPLA
5,29%
SULGIPE
14,89%
BOA VISTA
3,91%
DEMEI
Fonte: ANEEL
14,41%
Se somarmos os ativos sem remuneração, ou seja, referentes a obrigações especiais e
os que já foram depreciados em sua totalidade, a empresa Amazonas possui quase 70%, e a
76
Celtins, 60%. Trata-se esse de um percentual considerável que está sendo gerido e utilizado
na prestação de serviços e sem qualquer retorno ao concessionário, o que pode provocar um
desequilíbrio econômico financeiro na concessão43.
Segundo a ANEEL44, no segundo e terceiro ciclos, foi considerado, para algumas
concessionárias que tinham ativos totalmente depreciados acima da média do setor de
distribuição, um adicional de custo de operação e manutenção. Cabe enfatizar que a média
desses ativos no último ciclo foi de 15,37%. Todavia, a Abradee sugeriu, na audiência pública
040/2010, que o ideal seria um valor adicional de gestão de risco de ativos sem remuneração,
mas sem êxito45.
Dessa forma, foi demonstrado como se chega à BRRb para se calcular a QRR e,
conforme evidenciado na equação 2, ressalta-se a fixação de uma taxa média de depreciação
das instalações. No terceiro ciclo, a taxa média foi em torno de 3,85%, abaixo da média do
segundo ciclo, que foi de 4%.
Como já comentado, o custo de capital é composto pela QRR e a remuneração do
capital (RC). A RC nada mais é do que o produto entre a taxa de remuneração e o valor da
base de remuneração regulatória líquida (BRRl), conforme equação abaixo:
RC = BRRl x rWACCpré
(3)
Onde:
RC: Remuneração do Capital;
BRRl: Base de Remuneração Regulatória líquida;
rWACCpré: Custo médio ponderado de capital real antes dos impostos
Como destacado no capítulo anterior, a Reserva Global de Reversão – RGR46, que
também integrava o cálculo da RC, foi extinta em 2013 pela Lei 12.783, já comentada nesta
tese.
Assim, após determinar a BRRb para o cálculo da QRR, o próximo passo é mensurar a
BRRl para, finalmente, aferir a remuneração do capital. Para se chegar à BRRl, é necessário,
em primeiro lugar, calcular o Valor de Mercado em Uso (VMU), que é o AIS líquido, ou seja,
o AIS reduzido da depreciação acumulada. A ANEEL é que determina a taxa anual de
43
Maiores detalhes em Silva (2013).
Nota Técnica nº 296/2011-SRE/SFF/ANEEL.
45
Esse documento pode ser acessado no site da Aneel pelo link:
http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/audiencia/arquivo/2010/040/contribuicao/contribuicoes_abradeeap40_brr_2f
ase.pdf
46
O objetivo da RGR era gerar recursos para a reversão das instalações utilizadas em favor das concessionárias,
além de financiar a expansão e a melhoria do serviço de energia elétrica, entretanto, onerava as tarifas.
44
77
depreciação de acordo com o MCPSE. E, por conseguinte, o VMU é reduzido do índice de
aproveitamento depreciado (IAD), sendo encontrado então o valor base de remuneração
(VBR). Desse montante, reduzem-se as obrigações especiais líquidas (reduzida da
depreciação) e acrescenta-se o valor do almoxarifado em operação, ativo diferido, terrenos e
servidões e, assim, a BRRl é encontrada. É importante ressaltar que, somente a partir do
terceiro ciclo, é que se reduzem as OEs líquidas, utilizando-se, nos ciclos anteriores, as
obrigações especiais brutas.
O valor do almoxarifado em operação é o resultado do saldo médio dos últimos doze
meses (anteriores ao laudo de avaliação) do Almoxarifado em operação (matéria-prima e
insumos; materiais, compras em curso, entre outros), devendo-se adicionar ao AIS para o
cálculo da BRRl, bem como o ativo diferido, se houver. No 3º ciclo, das 41 empresas
analisadas, somente a CPFL Paulista e a Rio Grande possuíam saldos no ativo diferido.
Os Terrenos e Servidões47, se não houver distorções relevantes, são avaliados, a partir
da atualização dos valores contábeis, pelo IPCA e, ainda, deve ser considerado também um
índice de aproveitamento. Assim, após apurados esses montantes, chega-se à BRRl, a qual
será multiplicada pelo WACC antes da inclusão dos impostos.
Enfim, têm-se os valores das parcelas A e B, cuja soma formará a receita requerida, a
qual deve ser suficiente para a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro das
distribuidoras. Entretanto, as outras receitas (OR) percebidas pelas concessionárias reduzem a
receita requerida e são compostas por aquelas que são inerentes ao serviço de distribuição e de
outras atividades empresariais, que se dividem em complementares e atípicas.
As receitas inerentes ao serviço de distribuição são receitas acessórias autorizadas no
arranjo e reguladas, sendo elas somente mais uma fonte de receita, não outra atividade
econômica. As mais comuns são: ganhos com encargos de conexão, serviços cobráveis;
ultrapassagem de demanda; e excedente de reativos.
Já as receitas complementares e as atípicas, que são as receitas de outras atividades
empresariais, não fazem parte da essência do negócio, ou seja, não estão relacionadas
diretamente com a atividade-fim da concessão. Todavia, também há uma dimensão social,
pois o lucro dessa atividade é compartilhado com os consumidores, contribuindo para a
modicidade tarifária, mas também é preciso proporcionar incentivos para os investidores
empreenderem esforços para desenvolver essas atividades.
47
Esses ativos não foram incluídos no AIS, pois não entram no cálculo da QRR, visto não serem passíveis de
depreciação.
78
As receitas complementares compreendem o compartilhamento de infraestrutura48 e
sistemas de comunicação (PLC49) e são de difíceis distinção, fazendo elas parte da receita
oriunda da atividade regulada.
Já as receitas de atividades atípicas são aquelas exercidas por prestação de serviços a
terceiros, como consultoria, comunicação e engenharia, e são claramente identificadas para o
registro na contabilidade, sendo sua cobrança realizada diretamente na fatura de energia,
devendo-se monitorar adequadamente o montante das outras receitas, pois, se forem
subestimadas ou omitidas informações sobre receitas futuras, o IRT será maior. Assim, se
houver inconsistência nas informações, podem os consumidores ser prejudicados.
A receita verificada é a receita anual calculada entre o valor das tarifas aprovadas na
última RTP e o mercado referência50 no ano teste, não incluídos o PIS/PASEP, o COFINS, o
ICMS e os componentes financeiros exógenos ao cálculo tarifário.
Macieira (2006) verificou que existem maneiras de as distribuidoras interferirem no
cálculo da receita verificada, como, por exemplo, alteração nos quantitativos de energia de
demanda projetados. Desse modo, a receita verificada ficaria a menor e, por ser o
denominador na fórmula do reposicionamento tarifário, a subestimação da receita verificada
eleva o índice de reposicionamento tarifário. Aperfeiçoar o controle das projeções de receita
verificada, portanto, e torná-la menos subjetiva, é primordial para a determinação da tarifa.
E, finalmente, após os cálculos das receitas requeridas e verificada e das outras
receitas, obtém-se o reposicionamento tarifário para cada distribuidora, conforme
demonstrado na fórmula 1. A soma das parcelas A e B forma a receita requerida, a qual será
subtraída das outras receitas, sendo o resultado confrontado com a receita verificada. Caso a
receita requerida for inferior à verificada, o IRT será negativo, ou seja, a tarifa será menor. Se
ocorrer o contrário, a receita requerida for superior à verificada, o IRT será positivo e haverá
aumento na tarifa.
Nos últimos três ciclos, os reposicionamentos tarifários das 61 distribuidoras foram
bastante diversificados, devido aos acontecimentos já comentados anteriormente. A Tabela 10
esse fato. Vale ressaltar que o IRT da Escelsa corresponde à terceira, quarta e sexta RTP,
respectivamente. No primeiro ciclo, o maior IRT foi o da UHENPAL, seguida da Enersul, e
48
É comum o uso secundário de uma infraestrutura ser utilizado por diferentes serviços públicos, como, por
exemplo, a cessão parcial dos postes para operadoras de telecomunicações e de TV a cabo.
49
Power Line Communications é um sistema de telecomunicações que é transportado pela rede elétrica para a
comunicação digital e analógica.
50
É o mercado estimado para período de 12 (doze) meses imediatamente posterior à data de início da vigência
das novas tarifas.
79
os menores foram os da Celg e da CNEE. Já no segundo ciclo, somente cinco empresas
tiveram o IRT positivo, ou seja, aumento na tarifa, e o restante foi negativo, portanto queda no
valor da tarifa. E, por fim, no terceiro ciclo, o IRT ficou bem dividido, sendo 49% positivo e
51%, negativo.
Tabela 10 - Reposicionamento Tarifário
RT
1º CICLO 2º CICLO 3º CICLO
RT
15,92%
-2,74%
12,29%
-4,73%
2 AMAZONAS
17,39%
-12,79%
-6,40% 33 DME-D
13,21%
-8,99%
9,70%
3 AMPLA
15,52%
1,83%
-3,90% 34 DEMEI
5,77%
-6,62%
-4,61%
4 BANDEIRANTE
9,67%
-9,79%
-2,22% 35 EFLUL
5,04%
2,21%
6,33%
5 BRAGANTINA
0,33%
2,19%
2,34% 36 EEVP
4,25%
-4,77%
0,45%
6 CAIUÁ
-1,54%
-8,05%
28,69%
-17,20%
-5,76%
7 CEB-D
-1,23%
-5,08%
1,54% 38 ELETROACRE
7,94%
-6,94%
-5,88%
8 CEEE-D
2,64%
-0,39%
2,95% 39 Eletrobrás Alagoas
8,74%
-17,71%
-1,86%
9 CELESC
4,49% 32 CPFL SUL PAULISTA
1º CICLO 2º CICLO 3º CICLO
1 AES SUL
7,56% 37 ELEKTRO
9,89%
-9,16%
3,99% 40 Eletrobrás Boa Vista
10 CELG
-2,83%
-9,56%
1,32% 41 Eletrobrás Piauí
11 CELPA
20,21%
-8,38%
8,18% 42 Eletrobrás Rondônia
12 CELPE
23,57%
-6,16%
1,61% 43 ELETROCAR
13 CELTINS
30,53%
-7,24%
14 CEMAR
15,95%
15 CEMAT
-4,41%
9,88%
-20,05%
-16,66%
22,85%
-10,33%
-12,59%
2,58%
-19,66%
-14,33%
12,83%
-4,85%
-0,26%
-1,61% 44 ELETROPAULO
11,65%
-8,07%
-5,76%
-11,03%
-4,94% 45 ELFSM
28,80%
-13,98%
-0,86%
29,48%
-5,91%
-3,31% 46 EFLJC
18,25%
-0,55%
-6,17%
16 CEMIG-D
44,41%
-19,68%
33,64%
-14,49%
4,61%
17 CFLO
-1,48%
-6,60%
50,81%
-7,76%
-6,93%
18 CHESP
36,29%
-11,90%
-1,89%
19 CNEE
-2,36%
-9,90%
20 COCEL
11,37%
-11,64%
21 COOPERALIANÇA
0,47% 47 ENERGIPE
-1,61% 48 ENERSUL
2,58% 49 ENERGISA BORBOREMA
4,68%
6,05%
7,34% 50 ENERGISA MG
21,67%
-7,40%
1,65%
1,11% 51 ENERGISA NOVA FRIBURGO
25,24%
-14,49%
-3,10%
11,66%
-11,13%
-4,41%
8,58%
-4,90%
1,32%
14,62%
-6,87%
-5,65%
9,01%
-12,59%
16,14% 52 ENERGISA PARAÍBA
22 COELBA
38,78%
-13,51%
-5,91% 53 ESCELSA*
23 COELCE
34,65%
-8,89%
24 COPEL
-5,97% 54 FORCEL
9,17%
-7,49%
0,00% 55 HIDROPAN
25 COSERN
14,99%
-8,04%
4,11% 56 IGUAÇU ENERGIA
26 CPFL LESTE PAULISTA
20,10%
-3,22%
-2,20% 57 LIGHT
6,17%
-0,35%
-7,15% 58 MUXFELDT
28 CPFL MOCOOCA
21,71%
-10,41%
7,20% 59 RGE
29 CPFL PAULISTA
20,29%
-14,07%
4,53% 60 SULGIPE
30 CPFL PIRATININGA
11,09%
-13,50%
-4,45% 61 UHENPAL
57,71%
31 CPFL SANTA CRUZ
15,95%
-17,05%
27 CPFL JAGUARI
4,36%
9,22%
-4,95%
3,79%
18,77%
-4,01%
1,98%
-0,07%
-7,76%
2,46%
4,71%
0,67%
1,34%
27,96%
-8,11%
-10,66%
14,68%
-10,44%
1,69%
-12,85%
7,92%
* 3ª, 4ª e 6ª RTPs
Fonte: ANEEL
3.1.2 Base Blindada e Incremental
A ANEEL determina que os ativos mensurados em um ciclo não serão reavaliados
novamente nos ciclos subsequentes, ou seja, os valores aprovados na revisão tarifária devem
ser “blindados”, tanto nos preços quanto na quantidade. Em vista disso, a base de
remuneração valorada e aprovada no primeiro ciclo denominou-se base blindada, sendo
atualizada apenas pelo IGP-M (Índice Geral de Preços – Mercado), exceto, nos casos de
80
ajustes das movimentações ocorridas no intervalo de tempo entre os ciclos tarifários, como
baixas, adições, obrigações especiais e depreciação, devendo, entretanto, o índice de
aproveitamento ser revisado. A Figura 13 apresenta a movimentação da base blindada entre
uma RTP e outra.
AIS
Ativo Imobilizado em Serviço
(-) Indice de Aproveitamento - IA
(-) Obrigações Especiais - OE
(-) Ativos 100% depreciados
(=) BRR Bruta
(-) Depreciação Acumulada
(+) Almoxarifado em Operação
(=) BRR Líquida
BRR Bruta
BRR Bruta (t 0 )
(-) Baixa de ativos
(+) Atualização Monetária
(+) Atualização das OEs
(+) Atualização do IA integral
(+) Atualização dos ativos 100% depreciados
(=) BRR Bruta (t 1 )
BRR Líquida
BRR Líquida (t 0 )
(-) Depreciação de ativos baixados
(+) Atualização Monetária
(+) Atualização das OEs
(+) Atualização do IA integral
(+) Atualização dos ativos 100% depreciados
(+) Depreciação no Período
(=) BRR Líquida (t 1 )
Figura 13 - Movimentação da Base Blindada
Fonte: Nota Técnica 452/2013-SER/ANEEL
Assim, a regra para a blindagem imposta pela ANEEL implica na impossibilidade de
se alterarem as quantidades e os preços dos ativos considerados na base da revisão anterior,
gerando, assim, uma base de remuneração regulatória que é atualizada pelo IGP-M,
mantendo-se o valor do investimento no tempo e alterada somente pelas variações ocorridas
(baixas, adições e depreciação).
Como exposto na Figura 13, da base blindada, devem-se eliminar as baixas ocorridas
no lapso de tempo entre uma revisão e outra e, logo após, os saldos de cada item (OE, IA e
ativos 100% depreciados) devem ser atualizados anualmente pelo IGP-M, sendo determinada
a BRRb blindada para o ciclo em andamento, adotando-se o mesmo procedimento para a
BRRl.
Segundo a NT, entende-se que, no momento em que há a mensuração da BRR, a VNR
aprovada pelo regulador expressa e remunera de forma mais justa o distribuidor, se
corretamente calculada. Se, a cada RTP, ocorresse novamente o cálculo, com uma situação
socioeconômica distinta daquela da época do desembolso, poder-se-ia penalizar tanto o
consumidor quanto a concessionária, pois o bem poderá ser mensurado a maior ou a menor, se
comparado ao valor da época em que ocorreu o investimento.
Como discutido anteriormente, o primeiro ciclo foi bastante controverso e podem ter
ocorrido inconsistências na avaliação, o que beneficia ou prejudica as concessionárias devido
à falta de maturidade do processo de avaliação, tanto pelas empresas avaliadoras quanto pelos
reguladores da época, mas o processo vem se consolidando com o passar do tempo. Isso
81
significa dizer que podem ter ocorrido vários erros procedimentais (de valoração) e materiais
(de quantificação) que, se detectados, devem ser corrigidos.
Já os ativos que entraram em operação entre a primeira e segunda revisão fazem parte
da base “incremental”, que é mensurada pelo custo de reposição pela abordagem do Valor
Novo de Reposição (VNR) e com o aprimoramento da metodologia. E o mesmo ocorreu no
terceiro ciclo.
3.1.3 Fator X
A regulação por preço teto, como já demonstrado, estabelece um preço máximo por
um determinado período, sendo corrigido anualmente por um índice inflacionário, mas
descontado de um fator de eficiência denominado ‘Fator X’, que é uma forma de ponderar o
reposicionamento tarifário e proporcionar incentivos para melhorar a eficiência das
distribuidoras.
Anuatti, Pellin e Peano (2004) destacam dois objetivos distintos do Fator X: (a)
repassar, anualmente, os ganhos de eficiência ao longo do intervalo regulatório, caso não
tenham sido integralmente repassados por meio da RTP; (b) se os ganhos de eficiência foram
repassados em sua totalidade na RTP, o objetivo é incentivar a busca de eficiência durante o
próximo período.
No Brasil, no momento das privatizações, foi estabelecido um Fator X igual a zero e,
somente a partir do primeiro ciclo das RTP, foi estabelecido um Fator X para cada
concessionária. O valor determinado para o Fator X pode corrigir as tarifas abaixo ou acima
da inflação medida pelo IGP-M, que representa um ganho ou perda de produtividade
repassado ao consumidor final. Assim, apesar de o Fator X ser definido nas RTPs, ele será
utilizado nos intervalos regulatórios para o reajuste anual da Parcela B, o índice “IGP-M ±
X”. Se o Fator X, por exemplo, for determinado em 1,10%, e o IGP-M, em 3,20%, o reajuste
será de 2,10%.
82
O objetivo desta subseção não é discutir os componentes do Fator X e o seu cálculo
por se tratarem de variáveis de qualidade51, mas apenas demonstrar que ele também interfere
no cálculo das tarifas.
3.2 Histórico da Metodologia de Revisão Tarifária Periódica
É importante destacar que o sistema elétrico brasileiro52 é extenso, bastante complexo
e com características específicas. A matriz energética é composta, predominantemente, pela
energia hidrelétrica gerada pelos fluxos das águas a partir da instalação de usinas. Segundo
dados da Aneel, em 5 de janeiro de 2014, os dados são os seguintes: a energia hidrelétrica
representava, em relação às outras modalidades de geração, 63,82%; o gás, 10,3% (natural e
processo); a biomassa, 8,48% (bagaço de cana, madeira, casca de arroz, entre outros); 6,07%
são importados; o petróleo, 5,69%; e o carvão mineral, a eólica e a nuclear, 2,52%, 1,64% e
1,48%, respectivamente.
De acordo com Giambiagi e Além (2011, p. 380), “a incapacidade do Estado de
financiar investimentos em suas estatais comprometeu o aumento da capacidade produtiva dos
setores-chaves de infraestrutura”. Assim, na década de 1990, ocorreram as primeiras
privatizações, transferindo-se a prestação de serviços para a iniciativa privada, surgindo a
figura do Estado como regulador das atividades econômicas.
O primeiro passo da desestatização teve início com o Plano Nacional de
Desestatização (PND). Logo depois, em 1993, a reestruturação do segmento teve início com a
sanção da Lei nº 8.631, que extinguiu o regime de remuneração garantida e a equalização
tarifária, fixando níveis de tarifas para as empresas de energia elétrica. Essa lei também tratou
do acerto (entre empresas e governo) da Conta de Resultado a Compensar – CRC, que teve
origem na regulação pelo custo de serviços e inflação. E, em 1995, com a ampliação do PND,
os setores de energia, transporte e telecomunicações entraram na agenda com o objetivo de
expandir o setor elétrico e melhorar a qualidade dos serviços públicos.
51
Para maiores detalhes, ver Anuatti, Pellin e Peano (2004).
Para detalhamento da história do SEB e das privatizações no setor elétrico, ver Losekann (2003); Cuberos
(2008) e Galvão (2008).
52
83
As primeiras empresas privatizadas no setor elétrico foram a Espírito Santo Centrais
Elétricas S.A. (ESCELSA) e a Light Serviços de Eletricidade S.A. De 1995 a 2002, as
privatizações no setor arrecadaram cerca de 22 bilhões de dólares em receitas de vendas e 7
bilhões, em dívidas transferidas (BNDES, 2002). Pode-se considerar que as privatizações
foram um sucesso, do ponto de vista financeiro. Todas as empresas foram negociadas com
ágio como, por exemplo: a Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia (COELBA) foi
vendida com ágio de 90%; e a Companhia Energética do Ceará (COELCE), com um ágio de
30%, mas o seu preço mínimo foi bastante elevado (Leon, 1998).
Entretanto, do ponto de vista de regulação, essas privatizações foram evasivas.
Quando ocorreram as primeiras, determinaram-se somente as diretrizes básicas, como as
tarifas máximas pelo preço teto e o reajuste anual pelo IGP-M, deduzido pelo Fator X, bem
como a previsão das Revisões Tarifárias Periódicas - RTP. Também, não ficou estabelecido o
método de avaliação de ativos. A RTP é extremamente importante, pois é nesse momento que
se garante a manutenção do equilíbrio econômico e financeiro e a modicidade tarifária. A
definição da abordagem a ser adotada interfere diretamente no cálculo da remuneração do
capital e nas tarifas. Entretanto, o tema foi postergado para discussão no primeiro ciclo de
revisão tarifária (2003 a 2006).
Como já comentado, não é objetivo deste estudo discutir o modelo de regulação price
cap ou taxa de retorno e, sim, destacar as dificuldades de se medir a base de ativos do setor
elétrico. Por isso, é fundamental compreender o panorama histórico das RTP, o que será
apresentado a seguir.
3.2.1 Tratamento da Base de Remuneração nos Ciclos de Revisão Tarifária Periódica
Desde as privatizações, a metodologia de revisão tarifária no Brasil está em frequente
debate. Espera-se que, no futuro, quando o processo estiver mais maduro, só ocorra a cada
novo ciclo. Quando termina uma revisão, já são iniciadas as discussões para aprimorar os
instrumentos regulatórios para o próximo ciclo. E aqui se destaca o tratamento da base de
remuneração, a qual é de suma importância.
A determinação racional e previsível da base de remuneração é importante para a
preservação do equilíbrio econômico-financeiro dos contratos de concessão, bem como para
84
proteger os consumidores da imposição de custos injustos (Nota Técnica nº 353/2007SRE/SFF/ANEEL).
É importante citar que existem diferentes prazos e datas em que ocorrem as revisões
tarifárias, ocorrendo a maioria delas a cada quatro anos53 e, em algumas empresas, a cada
cinco anos54.
De acordo com as datas estipuladas, cada empresa apresenta um laudo de avaliação
dos ativos a ser homologado pela ANEEL. O laudo pode ser elaborado somente pelas
empresas credenciadas pelo regulador e fiscalizado pela Superintendência de Fiscalização
Econômica e Financeira – SFF, que realiza uma visita técnica na concessionária para a
validação ou não do documento. O objetivo é evitar a superavaliação dos ativos ou a inclusão
de investimentos que não são prudentes, pois isso aumenta a remuneração do capital.
Nesse contexto, acontecem as audiências públicas com a participação das partes
interessadas e de toda a sociedade e, quanto mais longo esse processo, maiores são os custos
de transação.
Anuatti Neto, Pelin e Peano (2004) destacam as características que podem minimizar o
risco regulatório, em especial, nas intervenções tarifárias, sendo elas: transparência, coerência
e consistência. Peano (2005, p.16) afirma que “tais atributos são necessários à credibilidade e
a redução da incerteza”.
Antes do primeiro ciclo de revisão tarifária periódica – RTP, ocorreram as duas
primeiras revisões tarifárias da Escelsa, em 1998 e 2001, pois, como já referenciado, as
revisões ocorrem de três em três anos naquela empresa. Em vista disso, a discussão da
metodologia de mensuração teve início em 1998. A Consulta Pública nº 003/98 disponibilizou
um documento, sendo ele dividido em duas etapas. A etapa I tratou do reposicionamento
tarifário, e a etapa 2, da redefinição de compromissos (metas de qualidade dos serviços, de
eficiência técnica e operacional e critérios de reajuste anual das tarifas).
A etapa I é a que tratou da base de remuneração, disponibilizando para debate algumas
formas de abordagens, entre elas: valor contábil líquido da depreciação; custo histórico
ajustado pela inflação; valor de mercado; e, ainda, valor realizável do ativo. Sem chegar a
uma conclusão quanto à abordagem, foi editada a Resolução Normativa nº 246/98, que
homologou as tarifas da Escelsa para o próximo período.
53
Na Escelsa (primeira empresa a ser privatizada), o interstício entre as revisões é de três anos, portanto já
ocorreram seis revisões tarifárias: 1998, 2001, 2004, 2007, 2010 e 2013, todas em 07 de agosto.
54
Os respectivos prazos e datas das revisões tarifárias das distribuidoras podem ser encontrados no Apêndice A.
Ressalta-se que algumas empresas, na segunda revisão tarifária, tiveram suas datas alteradas.
85
Já para a segunda RTP da Escelsa, foi realizada a Audiência Pública nº 005/2001.
Entretanto, desde o ano anterior, na Audiência Pública nº 007/2000, já vinha sendo discutido
o aprimoramento das revisões tarifárias em geral. A ANEEL definiu, quanto à ESCELSA, em
caráter provisório, pela base de remuneração dos ativos ajustados monetariamente pela Nota
Técnica n° 097/2001-SRE/ANEEL, não sendo o critério adotado ainda definitivo. E, somente
em 2004, foi validada a base de remuneração, pela Nota Técnica 212/04, após a Audiência
Pública nº 005/02, com a finalidade de estabelecer critérios gerais para a definição da base de
remuneração de ativos para fins da RTP.
Essa audiência culminou na Resolução ANEEL nº 493, de 3 de setembro de 2002, e na
Nota Técnica nº 178, de 30 de julho de 2003. Esses normativos constituem-se na sustentação
para a definição da base de remuneração das distribuidoras de energia elétrica, em geral, para
o 1º ciclo de RTP. Além disso, esses normativos estabelecem as diretrizes a serem adotadas,
tais como: (i) os ativos que irão compor a BRR; (ii) a metodologia do custo de reposição; (iii)
o credenciamento das empresas aptas a emitirem o laudo de avaliação. Após a emissão do
laudo, ocorre a fiscalização por amostragem pela ANEEL para a validação ou não do referido
laudo. Para os demais ciclos, a metodologia foi sendo aprimorada, como será comentado
posteriormente.
Assim, definiu-se por utilizar a metodologia do custo de reposição, considerando o seu
Valor Novo de Reposição (VNR)55. Na prática, essa avaliação é realizada por empresa
credenciada pela ANEEL que, por sua vez, apresenta um parecer para a empresa que a
contratou de acordo com os normativos estabelecidos pelo órgão regulador.
De acordo com a NT 178/03, a metodologia é o custo de reposição, mas a abordagem
é o Custo de Reposição Otimizado. Entretanto, o VNR é o primeiro passo para se calcular o
custo de reposição otimizado.
Como destaca Ferreira (2009), apesar de a metodologia escolhida ter bases na
literatura, vários obstáculos podem ser encontrados na sua aplicação prática.
3.2.1.1 Primeiro Ciclo de Revisão Tarifária Periódica (2003 a 2006)
55
Entende-se como valor novo de reposição, para efeito de aplicação da presente Resolução, o valor de um bem
novo, idêntico ou similar ao avaliado, obtido por cotações e/ou composição de custos, considerando-se também
os custos de frete, instalação, impostos e outros que representem a sua completa reposição (Resolução Nº
493/02)
86
Dentro do contexto apresentado na seção anterior, o resultado final da 1ª RTP
apresentou grandes variações entre as BRRs provisórias e as definitivas. A Tabela 11
demonstra as variações ocorridas em 61 concessionárias. A maior variação negativa se deu na
CPFL Jaguari. Segundo as notas técnicas, foram encontradas inconsistências no laudo de
avaliação, como, por exemplo, inclusão de juros sobre obras em andamento e outros custos
adicionais que não eram praticados pela concessionária. De lado oposto, está a FORCEL, em
que houve uma variação de mais de 130%. Analisando as notas técnicas, o valor provisório
determinado na audiência pública foi o correspondente a 60% do custo histórico corrigido
pelo IGP-M estimado até julho de 2004, sendo esse valor alterado após a apresentação do
laudo de avaliação.
Analisando a Tabela 11, tem-se que: 49% das empresas tiveram sua base de
remuneração bruta subestimada; 43% tiveram sua base superestimada; e 8% não tiveram
alteração ou não foi possível conseguir analisar em virtude de indisponibilidade de dados. A
média foi uma variação positiva em 9,27%, mas com um desvio padrão de mais de 24%. Em
seguida, detalha-se essa revisão por ano.
Em 2003, das 28 distribuidoras que estavam em processo de revisão, nenhuma teve
sua BRR aprovada em definitivo, o que trouxe incertezas ao setor. A justificativa era que a
base de remuneração não estava de acordo com a Resolução nº 493/02 ou por falta de
apresentação do laudo no prazo estipulado, por isso a remuneração determinada foi
temporária e, por consequência, as tarifas também foram provisórias. O consumidor, durante
esse período de indefinição, pôde ter pagado mais por um valor superestimado ou
desembolsando menos se a base temporária foi subestimada.
A validação da BRRb só ocorreu em 2004 e 2005. Em 2004, foram aprovadas as
BRRbs de 5 empresas (AES SUL; AMPLA (CERJ); CEMAT; ELEKTRO e RGE) e, do
restante, em 2005, ou seja, 23 no total. A Tabela 12 mostra os valores da Base de
Remuneração Regulatória Bruta – BRRb56 do primeiro ciclo provisórios e definitivos e suas
variações.
56
É importante salientar que algumas empresas tiveram mais de um valor provisório, tendo sido utilizado o
primeiro valor provisório para o cálculo da variação.
87
Tabela 11 - Variações das BRRb de 61 Concessionárias de 2003 a 2006
Base de Remuneração Bruta - 1º Ciclo
Variações
Base de Remuneração Bruta - 1º Ciclo
Variações
CPFL JAGUARI
-55,49%
COCEL
3,20%
CPFL PIRATININGA
-41,24%
ELETROACRE
5,08%
BANDEIRANTE
-35,59%
BOA VISTA
ELFJC
-33,53%
COELBA
10,82%
CELPA
-29,45%
CEMAR
10,93%
BRAGANTINA
-27,47%
HIDROPAN
10,97%
EEVP
-23,58%
CEMAT
12,69%
9,01%
COPEL
-20,84%
DME-D
15,62%
CPFL MOCOCA
-20,18%
ALAGOAS
17,09%
CFLO
-18,39%
MUXFELDT
17,14%
CSPE CPFL SUL PAULISTA
-18,21%
AMAZONAS
18,13%
LIGHT
-16,60%
ELFSM
19,40%
EFLUL
-16,01%
ELETROPAULO
19,45%
CAIUÁ
-14,63%
ENERSUL
22,60%
ELEKTRO
-14,54%
PARAÍBA
25,93%
CNEE
-11,95%
ESCELSA
27,34%
CPFL SANTA CRUZ
-9,69%
CELTINS
28,48%
CPFL PAULISTA
-6,78%
CELB (BORBOREMA)
28,76%
CPEE (CPFL LESTE PAULISTA)
-6,78%
ELETROCAR
33,97%
CELG
-5,45%
CEB-D
34,25%
COELCE
-4,98%
COOPERALIANÇA
35,38%
ENERGIPE
-2,97%
CELESC
39,88%
CEMIG-D
-1,82%
CEEE-D
42,58%
COSERN
-0,59%
IGUAÇU ENERGIA
44,99%
CERON
-0,47%
NOVA FRIBURGO (ENERGISA)
50,89%
CERJ (Ampla)
0,00%
DEMEI
57,05%
SULGIPE
0,00%
CFLCL (ENERGISA MG)
68,47%
CELPE
0,00%
CHESP
76,83%
CEPISA
0,00%
AES SUL
82,95%
UHENPAL
0,00%
FORCEL
130,69%
RGE
2,12%
Fonte: Elaborado pela autora com base nos dados da ANEEL
Média
9,27%
Desvio Padrão
0,2403
88
CPFL JAGUARI
Tabela 12 - Variação da BRRb de 28 Distribuidoras no 1º ciclo
Base de Remuneração Bruta de 2003 a 2005
100.467.366
42.126.940
44.716.208
Variação
-55%
CPFL PIRATININGA
2.755.202.541
1.803.134.091
1.577.153.353
1.618.991.803
-41%
BANDEIRANTE
3.173.160.729
2.078.698.360
2.043.801.387
-36%
CELPA
2.169.705.620
1.530.721.944
BRAGANTINA
151.475.507
113.528.992
109.859.068
-27%
EEVP
186.897.091
136.666.654
142.828.329
-24%
CPFL MOCOCA
48.639.561
37.555.258
38.822.485
-20%
CSPE CPFL SUL PAULISTA
85.752.055
67.907.935
70.137.325
-18%
CFLO
33.258.050
26.063.896
27.140.669
-18%
9.650.510.377
7.763.039.822
8.048.596.961
-17%
229.142.554
179.089.137
195.626.844
-15%
3.825.710.000
3.269.428.320
82.263.368
64.596.812
72.429.563
-12%
325.349.270
257.877.002
325.349.270
CPFL PAULISTA
5.313.831.273
4.953.309.071
CPEE (CPFL LESTE PAULISTA)
5.313.831.273
4.953.309.071
-7%
COELCE
1.997.057.327
1.897.702.839
-5%
438.805.010
425.784.326
-3%
11.370.538.585
11.163.307.436
-2%
822.761.277
817.898.061
-1%
LIGHT
CAIUÁ
ELEKTRO
CNEE
CPFL SANTA CRUZ
ENERGIPE
CEMIG-D
COSERN
CERJ (Ampla)
2.819.710.633
RGE
1.567.832.101
1.601.018.303
COELBA
4.180.408.970
4.054.631.555
-29%
-15%
293.813.804
-10%
-7%
0
2%
4.632.929.736
11%
CEMAT
1.180.104.205
1.329.855.612
13%
ELETROPAULO
8.274.807.748
9.884.631.120
19%
81.161.951
61.115.766
1.308.944.010
1.604.728.642
764.578.921
1.413.805.740
ELFSM
ENERSUL
AES SUL
81.161.951
96.905.841
19%
23%
1.398.768.591
83%
Média
-7%
Desvio Padrão 0,172545
Fonte: ANEEL
Observa-se, mais uma vez, que as variações das BRRbs foram bastante divergentes
das definitivas. Nesse primeiro ciclo, devido às indefinições que ocorreram, as
concessionárias retardaram para apresentar o laudo de avaliação de acordo com a Resolução
493/2002, por isso as BRRbs provisórias foram determinadas entre 65% a 90% do custo
histórico corrigido pelo IGP-M dos investimentos realizados. A Enersul, por exemplo, teve a
sua BRRb provisória no valor correspondente a 65% dos investimentos prudentes. Já a da
Eletropaulo foi de 90%. E, quando foram apresentados os laudos de avaliação, as bases de
remuneração foram alteradas para maior ou menor, conforme cada caso. A AES SUL teve a
89
maior variação positiva de 83%, devido a não apresentação do laudo no prazo estabelecido,
por isso foi arbitrado um valor provisório correspondente a 80% do CHC.
Foram publicadas, entre 2003 a 2005, seis notas técnicas referentes a RTP da CPFL
Piratininga, tendo sido determinados quatro valores da BRR, como exposto na Tabela 12, com
uma variação negativa em 41%. A justificativa encontrada nas NTs foi, mais uma vez, o
atraso na entrega do laudo de avaliação, tendo sido, assim, determinados para a audiência
pública valores com base no CHC. Quando da entrega do referido laudo, a ANEEL encontrou
algumas inconsistências como, por exemplo, contabilização de juros sobre obras em
andamento onde não existia. Devido a esse fato, a validação definitiva da BRR só ocorreu em
outubro de 2005, dois anos após o início do processo.
A CPFL Santa Cruz também apresentou quatro valores da BRR em cinco notas
técnicas publicadas de outubro de 2003 a dezembro de 2005. A 4ª NT determinou a
retificação do valor validado pela nota técnica anterior, retornando assim ao valor provisório
estipulado na audiência pública, em razão da não validação da base de remuneração. E,
somente na 5ª e última NT, de dezembro de 2005, o valor definitivo foi aprovado, sendo 19%
maior em comparação com o valor provisório, acontecendo o mesmo fato com a Empresa Luz
e Força Santa Maria – ELFSM. A fragilidade dos laudos de avaliação resulta na demora da
aprovação, consumindo, consequentemente, os recursos da sociedade, pois aumentam os
custos de transação.
Vale enfatizar que não foi encontrado, separadamente, o valor da BRRb definitivo da
CERJ (atual Ampla), por isso a variação está nula. Em média, a variação foi negativa em 7%,
com o desvio padrão em torno de 17%. Portanto, pode-se dizer que as BRRbs, ao final desse
processo de revisão de 28 empresas, diminuíram, em média, em 7%. Ainda, 71% das
empresas tiveram sua BRRb alterada para menor, e em 29% delas, para maior.
Note-se que isso pode causar, individualmente, imposição de custos injustos aos
consumidores de 20 empresas durante o período de indefinição e, quanto aos demais, esses
estavam pagando abaixo do necessário, o que traz prejuízo para a concessionária.
Enquanto os valores da BRRb permanecem provisórios, as tarifas também
permanecem. Dessa forma, caso a base esteja superestimada, como demonstrado, em 71%, os
consumidores, provavelmente, pagaram acima do necessário, ou, se subestimado, pagaram
abaixo.
Vale enfatizar que as discrepâncias entre os valores provisórios e definitivos geram
correções retroativas à data de revisão, criando contas compensatórias em reajustes futuros.
90
Em 2004, 17 empresas iniciaram o processo de revisão tarifária, tendo 6 delas suas
BRRbs definitivas validadas no mesmo ano, e as 11 restantes, em 2005. Nesse grupo de
empresas, ocorreu o oposto, visto que 13 tiveram sua BRB definitiva a maior e, somente para
três, houve diminuição. Quanto à Sulgipe, o valor definitivo não foi alterado em relação ao
provisório. Como já comentado, a Forcel teve sua BRRb aumentada em 130%. Já a Empresa
de Força e Luz João Cesa – EFLJC teve o valor diminuído em 33%.
Na média geral, houve um aumento de 30,68%, com um desvio padrão em torno de
29%, ou seja, os valores são mais discrepantes, conforme demonstrado na Tabela 13.
Entretanto, percebe-se que houve um amadurecimento, pois o intervalo entre as bases
provisórias e definitivas foi menor.
ELFJC
Tabela 13 - Variação da BRRb de 17 Distribuidoras no 1º ciclo
Base de Remuneração Bruta 2004 e 2005
1.376.291
914.783
COPEL
EFLUL
1.662.076.327
4.764.341
SULGIPE
68.799.917
COCEL
44.115.703
DME-D
113.551.602
ESCELSA
1.644.478.265
CELTINS
703.786.411
CELB (BORBOREMA)
CEB-D
Variação
-33,53%
1.315.665.334
-20,84%
4.001.608
-16,01%
68.799.917
0,00%
45.527.783
3,20%
131.283.907
15,62%
2.094.044.072
27,34%
904.242.970
28,48%
67.086.355
82.069.605
977.260.756
1.311.962.050
86.381.014
28,76%
34,25%
CELESC
2.209.238.500
CEEE-D
1.410.812.947
2.011.581.467
42,58%
IGUAÇU ENERGIA
15.553.379
22.551.614
44,99%
NOVA FRIBURGO (ENERGISA)
64.124.654
CFLCL (ENERGISA MG)
CHESP
FORCEL
336.258.167
3.090.317.289
64.124.654
39,88%
96.757.759
566.507.062
18.818.717
33.277.003
4.186.069
4.186.069
50,89%
68,47%
76,83%
9.656.782
Média
Desvio Padrão
130,69%
30,68%
0,29
Fonte: ANEEL
E, finalmente, das 16 empresas iniciaram o processo de revisão, em 2005, 13 tiveram
sua BRB definitiva aprovada no mesmo ano, sendo três homologadas em 2006, o que
demonstra mais uma evolução na determinação da base de remuneração. Analisando a Tabela
14, percebe-se que apenas duas empresas tiveram suas BRRbs diminuídas, e dez obtiveram
aumento. A Celpe manteve o mesmo valor da BRRb provisória. Já quanto à Cepisa e a
Uhenpal, não foi possível confirmar a BRRb definitiva na nota técnica final, pois não foi
91
publicada a BRRb separadamente, sendo apenas exposto o valor do reposicionamento e o
valor total da Parcela B, entre outros dados.
A média das variações ficou em torno de 14% a maior, com um desvio padrão de 13%,
sendo essa a menor discrepância nessa primeira revisão. A maior variação se deu do
Departamento Municipal de Energia de Ijuí – DEMEI, em mais de 50%, tendo sido a maior
redução a da Companhia Energética de Goiás – CELG, em quase 5%. Isso ocorreu porque,
como já comentado, os laudos de avalição não foram apresentados no prazo determinado ou
ainda não fiscalizados pelo regulador. Entretanto, após todos os procedimentos cabíveis, os
valores definitivos foram aprovados.
CELG
Tabela 14 - Variação da BRRb de 16 Distribuidoras no 1º ciclo
Base de Remuneração Bruta de 2005 a 2006
Variação
2.568.992.760
2.428.927.526
-5,45%
CERON
CELPE
CEPISA
UHENPAL
ELETROACRE
BOA VISTA
CEMAR
449.967.931
447.857.472
-0,47%
2.475.933.321
2.475.933.321
0,00%
694.396.379
0,00%
11.642.221
0,00%
153.031.771
160.799.783
5,08%
71.253.369
77.671.214
9,01%
1.582.616.401
1.755.619.219
10,93%
HIDROPAN
11.893.576
13.198.306
10,97%
ALAGOAS
629.986.087
737.629.575
17,09%
4.053.089
4.747.681
17,14%
1.739.598.960
2.054.953.708
18,13%
MUXFELDT
AMAZONAS
PARAÍBA
579.032.642
729.188.606
25,93%
ELETROCAR
25.782.279
34.541.336
33,97%
COOPERALIANÇA
18.221.363
24.667.589
35,38%
DEMEI
14.100.633
22.145.065
57,05%
Média
Desvio Padrão
14,67%
0,13
Fonte: ANEEL
A Figura 14 ilustra o intervalo de tempo para a definição do valor definitivo das bases
de remuneração analisadas. De forma conjunta, 38% das empresas tiveram suas bases
aprovadas com dois anos de atraso, e 31%, com um ano de atraso, e o restante, 31%, no
mesmo ano. Vale ressaltar que as empresas que tiveram aprovadas suas bases no mesmo ano
são aquelas que iniciaram o processo em 2004 e 2005, quando a discussão sobre a base de
mensuração já estava mais avançada, pois, como já referenciado, em 2003, nenhuma base foi
aprovada.
92
No mesmo ano
31%
Com 2 anos de
atraso
38%
Com 1 ano de
atraso
31%
No mesmo ano
Com 1 ano de atraso
Com 2 anos de atraso
Figura 14 - Resultados da Avaliação da Base de Ativos no 1º Ciclo
Fonte: Elaborado pela autora com base nas NT da ANEEL
A ANEEL foi a primeira agência regulatória no Brasil, tendo por missão regular e
fiscalizar a produção, transmissão, distribuição e comercialização de energia elétrica, em
conformidade com as políticas e diretrizes do Governo Federal (Art. 2º da Lei nº 9.427/1996).
Quando da primeira revisão tarifária, a ANEEL já se encontrava totalmente estruturada. Na
sua
estrutura
organizacional,
encontram-se
as
Superintendências
de
Processos
Organizacionais, sendo uma delas a Superintendência de Fiscalização Econômica e Financeira
– SFF, que tem por função executar as atividades relacionadas ao processo de controle e
fiscalização econômico-financeira e contábil das concessões, permissões e autorizações dos
serviços e instalações de energia elétrica. A SFF abriu fiscalização quanto à BRR no 1º ciclo
em 36 distribuidoras, ou seja, em quase 60% das empresas, embora, segundo consta no site da
ANEEL, esses processos ainda não foram encerrados, mesmo após, em média, terem se
passados 10 anos. Vale salientar que existem vários outros processos de fiscalização (como
fiscalização dos laudos de avaliação do ativo imobilizado), tendo sido citados aqui somente os
específicos quanto à BRR57.
57
Importante destacar que a SFF pode aplicar sanções (inclusive, pecuniárias) às empresas que cometem
infrações, entretanto, como esses processos ainda não foram finalizados, não foi possível averiguar as sanções
impostas.
93
3.2.1.2 Segundo Ciclo de Revisão Tarifária Periódica (2007 a 2010)
Para o segundo ciclo de revisão, foi editada a Resolução nº 234/06, a qual estabeleceu
o “Aprimoramento das metodologias para o segundo ciclo de revisão tarifária periódica das
concessionárias de distribuição – 2007 a 2010”. O primeiro procedimento a ser realizado foi a
blindagem da base de remuneração aprovada no primeiro ciclo, sendo o valor considerado um
ativo financeiro que devia ser atualizado pelo IGP-M.
Com base nesse normativo, foram estabelecidos valores provisórios para as bases de
remuneração das concessionárias. As discussões continuaram e, em 2008, foi publicada a
Resolução 338/0858, que altera a Resolução 234/06, prevendo aprimoramentos metodológicos
para a determinação da base de remuneração, Fator X, receitas irrecuperáveis, dentre outros.
O método de avaliação continua sendo o Custo de Reposição, considerando-se o Valor Novo
de Reposição obtido a partir dos preços médios praticados pela concessionária e não por
cotações e/ou composição de custos, conforme estabelecido na primeira RTP, pela Resolução
493/02.
Os resultados foram os seguintes: a média global das variações foi negativa em 4,82%,
com um desvio padrão de 9%, resultado bem diferente daquele do primeiro ciclo; em 37
empresas, houve queda da BRRb, em três, não houve alteração e, em 21, houve acréscimo; a
Forcel que, no primeiro ciclo, obteve a maior variação positiva (130,69%), no segundo ciclo,
teve a maior variação, mas negativa (-39,09%); e a CPFL Jaguari que, no ciclo anterior,
apresentou a maior variação negativa (-55,45%), foi a empresa com a maior variação positiva
(22,73%). A seguir, a Tabela 15 contém as variações do 1º e 2º ciclos de todas as empresas,
para efeito de comparação.
58
Altera a Resolução Normativa nº 234, de 31 de outubro de 2006, que estabelece os conceitos gerais, as
metodologias aplicáveis e os procedimentos iniciais para realização do segundo ciclo de Revisão Tarifária
Periódica das concessionárias de serviço público de distribuição de energia elétrica.
94
Tabela 15 - Variações das BRRb do 1º e 2º Ciclos de 61 Concessionárias
Base de Remuneração Bruta
1º Ciclo
2º Ciclo
Base de Remuneração Bruta
1º Ciclo
2º Ciclo
CPFL JAGUARI
-55,49%
22,73%
COCEL
3,20%
-26,15%
CPFL PIRATININGA
-41,24%
-3,86%
ELETROACRE
5,08%
-26,25%
BANDEIRANTE
-35,59% -12,63%
BOA VISTA
9,01%
-24,17%
ELFJC
-33,53% -17,13%
COELBA
10,82%
-4,54%
CELPA
-29,45% -16,04%
CEMAR
10,93%
-8,39%
BRAGANTINA
-27,47%
0,94%
HIDROPAN
10,97%
-15,40%
EEVP
-23,58%
-5,33%
CEMAT
12,69%
4,56%
COPEL
-20,84%
4,47%
DME-D
15,62%
11,04%
CPFL MOCOCA
-20,18% -26,25%
ALAGOAS (CEAL-ELETROBRÁS)
17,09%
-7,06%
CFLO
-18,39%
3,00%
MUXFELDT
17,14%
-15,53%
CSPE CPFL SUL PAULISTA
-18,21%
9,59%
AMAZONAS
18,13%
-26,20%
LIGHT
-16,60%
-5,12%
ELFSM
19,40%
-1,05%
EFLUL
-16,01%
-5,74%
ELETROPAULO
19,45%
-6,46%
CAIUÁ
-14,63% -14,46%
ENERSUL
22,60%
-15,35%
ELEKTRO
-14,54%
-2,41%
PARAÍBA (ENERGISA PB)
25,93%
0,00%
CNEE
-11,95%
1,49%
ESCELSA
27,34%
-3,61%
CPFL SANTA CRUZ
-9,69%
6,75%
CELTINS
28,48%
3,08%
CPFL PAULISTA
-6,78%
7,13%
CELB (BORBOREMA)
28,76%
-6,04%
CPEE (CPFL LESTE PAULISTA)
-6,78%
18,53%
ELETROCAR
33,97%
0,00%
CELG
-5,45%
-5,84%
CEB-D
34,25%
-17,36%
COELCE
-4,98% -11,02%
COOPERALIANÇA
35,38%
9,03%
ENERGIPE
-2,97%
CELESC
39,88%
7,23%
CEMIG-D
-1,82%
0,25%
-9,95%
COSERN
-0,59%
21,71%
CERON
-0,45%
CEEE-D
42,58%
IGUAÇU ENERGIA
44,99%
8,69%
-0,47% -10,46%
NOVA FRIBURGO (ENERGISA)
50,89%
4,33%
CERJ (Ampla)
0,00%
-9,25%
DEMEI
57,05%
-12,92%
SULGIPE
0,00%
-6,71%
CFLCL (ENERGISA MG)
68,47%
-15,17%
CELPE
0,00%
3,79%
CHESP
76,83%
0,00%
CEPISA
0,00% -16,01%
AES SUL
82,95%
8,22%
UHENPAL
0,00%
2,42%
FORCEL
130,69%
-39,09%
RGE
2,12%
-4,04%
Média
9,27%
-4,78%
Desvio Padrão
0,2403
0,0941
Fonte: Elaborado pela autora a partir de dados da ANEEL
Já no segundo ciclo, das 61 concessionárias, 14 empresas iniciaram a RTP em 2007,
mas somente a Elektro teve a sua BRRb aprovada em definitivo no mesmo ano, e 05 delas,
em 2008. O restante, 08 empresas, foram encerradas em 2009, mas, somente na Eletropaulo,
houve alteração da BRRb em 2009, ou seja, apesar de as audiências públicas das demais
empresas (07) terem sido encerradas em 2009, os valores da base de remuneração das mesmas
não foram alterados em relação aos valores de 2008. A Tabela 16 apresenta esses dados.
95
CPFL MOCOCA
Tabela 16 - Variação da BRRb de 14 Empresas no 2º ciclo
Base de Remuneração Bruta de 2007 a 2009 - 2º Ciclo
52.720.921
38.880.752
Variação
-26%
CELPA
1.795.377.993
1.507.472.265
1.507.472.265
-16%
BANDEIRANTE
2.694.302.135
2.354.143.861
2.354.143.861
-13%
COELCE
ELETROPAULO
ESCELSA
2.197.061.926
2.197.061.926
-11%
11.868.126.086
2.469.074.121
11.101.625.032
10.879.934.031
-6%
1.911.759.838
1.842.656.938
-4%
CPFL PIRATININGA
2.072.641.475
1.992.581.108
ELEKTRO
3.926.049.587
3.831.424.655
-2%
116.150.154
-1%
ELFSM
117.380.027
CFLO
CPFL SANTA CRUZ
CSPE CPFL SUL PAULISTA
CPEE (CPFL LESTE PAULISTA)
CPFL JAGUARI
31.760.226
32.712.483
212.045.425
226.364.544
83.861.794
91.378.049
50.935.262
1.992.581.108
32.712.483
-4%
3%
7%
91.900.261
91.900.261
10%
108.307.871
108.307.872
19%
62.513.522
23%
Média
Desvio Padrão
-1,62%
0,10
Fonte: ANEEL
Apesar de a média da variação ser negativa em 2%, houve redução na CPFL Mococa,
de 26%, e na Celpa, de 16%, ou seja, as tarifas estavam superestimadas durante a RTP. Já a
CPFL Jaguari recebeu um aumento na BRRb de 23%, e a CPFL Leste Paulista, de 19%, o que
trouxe prejuízos às concessionárias naquele período.
A Tabela 17, acima, apresenta as 30 empresas que iniciaram a 2ª RTP em 2008, tendo
quatro empresas a sua BRRb aprovada em definitivo no mesmo ano. As demais tiveram as
BRRbs aprovadas em 2009. Entretanto, 22 concessionárias tiveram publicadas duas notas
técnicas no mesmo ano, apesar de que, somente em duas empresas, houve alteração na BRRb.
Isso quer dizer que ainda houve problemas na definição dos outros valores definitivos, sendo
necessário alterar a nota técnica anteriormente publicada, o que aumenta o custo de transação.
A média das variações foi negativa em quase 4%, destacando-se a Forcel e Cocel, que tiveram
quedas expressivas, de 39% e 26%, respectivamente, mas a Cosern aumentou sua BRRb em
22%.
Analisando as notas técnicas da Forcel, observou-se que os bens totalmente
depreciados apresentaram uma variação de 76% entre os dados apresentados na audiência
pública e na nota técnica final, podendo ser essa a justificativa para a queda da base de
remuneração bruta. O mesmo aconteceu com a Cocel. Quanto à Cosern, houve um aumento
no valor do Ativo Imobilizado em Serviço de quase 23%, o que pode explicar a variação a
96
maior. A explicação encontrada nos documentos é que eram valores provisórios e que, após
os aprimoramentos metodológicos, estabelecidos pela Resolução Normativa nº 338/2008, os
resultados foram alterados.
Tabela 17 - Variação da BRRb de 30 Empresas no 2º ciclo
Base de Remuneração Bruta de 2008 a 2009 - 2º Ciclo
Variação
FORCEL
12.104.816
7.373.472
-39%
COCEL
61.295.522
45.268.967
-26%
CEB-D
1.326.081.261
1.095.864.762
ELFJC
1.459.139
ENERSUL
ENERGISA MG
-17%
1.209.160
1.209.160
-17%
1.704.327.392
1.442.732.810
1.442.732.810
-15%
478.853.202
406.195.863
406.195.863
-15%
CAIUÁ
213.308.901
182.464.098
182.464.098
-14%
CEEE-D
2.692.152.938
2.424.386.667
2.424.386.667
-10%
SULGIPE
78.676.786
73.398.128
CELB (BORBOREMA)
90.223.734
-7%
84.774.290
-6%
EFLUL
6.651.591
6.269.542
6.269.542
-6%
EDEVP
150.057.542
142.052.008
142.052.008
-5%
LIGHT
8.513.766.445,44
8.077.437.236
8.077.437.236
-5%
COELBA
5.447.983.847
5.186.633.186
5.200.416.032
-5%
RGE
2.259.234.342
2.363.483.618
2.167.935.950
-4%
608.992.188
606.248.844
606.248.844
0%
ENERGIPE
CHESP
CEMIG-D
BRAGANTINA
CNEE
CELTINS
NOVA FRIBURGO (ENERGISA)
41.383.610
12.027.044.208
143.196.582
74.499.104
641.823.046
0%
12.056.570.005
12.056.570.005
0%
144.542.522
1%
75.608.168
1%
661.597.896
3%
144.542.522
75.608.168
661.597.896
117.064.379
122.129.190
122.129.190
4%
COPEL
6.413.743.767
6.700.531.489
6.700.531.489
4%
CEMAT
1.592.123.851
1.664.788.954
1.664.788.954
5%
5.171.945.148,44
5.540.909.575
5.540.909.575
7%
CPFL PAULISTA
CELESC
AES SUL
3.405.817.434
1.774.665.573
3.652.095.848
3.652.095.848
7%
1.920.591.259
1.920.591.259
8%
IGUAÇU ENERGIA
21.290.523
23.140.904
23.140.904
9%
DME-D
163.846.712
181.938.833
181.938.833
11%
COSERN
952.465.366
1.159.289.020
1.159.289.020
Média
Desvio Padrão
Fonte: ANEEL
22%
-3,65%
0,092
97
ELETROACRE
AMAZONAS
BOA VISTA
CEPISA
MUXFELDT
HIDROPAN
DEMEI
CERON
Tabela 18 - Variação da BRRb de 17 Empresas no 2º ciclo
Base de Remuneração Bruta de 2009 - 2º Ciclo
Variação
401.978.688
316.214.248
296.470.849
-26%
1.209.276.435
892.417.260
-26%
149.580.730
113.432.108
-24%
800.183.632
672.040.188
-16%
8.596.606
7.261.351
-16%
16.179.554
13.688.171
-15%
27.640.288
24.068.399
-13%
636.800.821
570.200.648
-10%
AMPLA
4.795.393.450
4.352.015.228
-9%
CEMAR
2.453.070.425
2.247.316.034
-8%
921.788.591
856.668.417
-7%
2.416.069.591
2.274.887.698
-6%
ELETROBRÁS ALAGOAS
CELG
ELETROCAR
ENERGISA PARAÍBA
UHENPAL
CELPE
COOPERALIANÇA
25.870.482
0%
922.461.753
0%
13.394.362
13.718.963
2%
2.935.539.633
3.046.816.842
4%
29.471.898
32.133.403
9%
Média
Desvio Padrão
-9,54%
0,08
Fonte: ANEEL
A Tabela 18 traz as últimas 17 concessionárias que ainda não haviam participado da 2ª
RTP. Note-se que todas elas tiveram a BRRb revistas e aprovadas em 2009, apesar de ter sido
publicada mais de uma nota técnica com valores variados. Apenas na Eletrocar e na Energisa
Paraíba, não houve variação na BRRb, tendo a média nessa etapa apresentado uma queda de
quase 10%. A Eletroacre e a Amazonas tiveram a BRRb reduzida em 26%, todavia, como o
intervalo de tempo foi pequeno, dentro do mesmo ano, pode-se dizer que o impacto foi
pequeno.
A Figura 15, abaixo, evidencia o tempo de duração em relação ao resultado final das
bases de remuneração analisadas: 13% das empresas tiveram aprovadas suas bases com dois
anos de atraso; 51%, com um ano de atraso; e 36%, no mesmo ano. Percebe-se uma evolução
nesse sentido, pois, ao se comparar com o primeiro ciclo, tem-se que: o percentual de
empresas que demoraram dois anos para receber a validação definitiva passou de 38% para
13%, uma melhora significativa; com um ano, passou de 31% para 51%; e, no mesmo ano, de
31% para 36%. É importante destacar que as empresas que tiveram a BRRb aprovada no
mesmo ano são aquelas que iniciaram o processo em 2009, quando a discussão sobre a base
de mensuração já estava mais avançada, pois, como já comentado, em 2007, somente uma
empresa teve a BRRb aprovada.
98
Com 2 anos de
atraso
13%
No mesmo ano
36%
Com 1 ano de
atraso
51%
No mesmo ano
Com 1 ano de atraso
Com 2 anos de atraso
Figura 15 - Resultados da Avaliação da Base de Ativos no 2º Ciclo
Fonte: Elaborado pela autora com base nas NT da ANEEL
No segundo ciclo, a SFF abriu fiscalização quanto à BRR em 58 distribuidoras, não
sendo apenas três empresas objeto dessa fiscalização: Eletropaulo, Companhia Nacional de
Energia Elétrica e DME Distribuição S.A. - DME-D. E, ainda, 07 delas são alvos de dois
processos de fiscalização: Amazonas Distribuidora de Energia, Companhia Energética de
Pernambuco - Celpe, Companhia de Eletricidade do Acre - Eletroacre, Centrais Elétricas de
Rondônia S.A (atual Eletrobrás Rondônia), Celg Distribuição S.A, Companhia Luz e Força
Santa Cruz (atual CPFL Santa Cruz), Departamento Municipal de Energia de Ijuí – DMEI.
Assim, foram abertos 65 processos administrativos somente para tratar da BRR. Desse total,
somente 04 já foram encerrados com aplicação de multa pecuniária.
3.2.1.3 Terceiro Ciclo de Revisão Tarifária Periódica (2011 a 2014)
No terceiro e último ciclo (2011 a 2014), o processo de revisão foi mais ágil. Apesar
de as discussões terem iniciado em 2011, de forma global, as audiências públicas individuais
começaram em 2012. No terceiro ciclo, apesar de o processo ter sido mais ágil, as variações
foram semelhantes às do segundo ciclo, sendo, em média, negativas em 4,48%, conforme
demonstra a Tabela 19. A CPFL Jaguari, no terceiro ciclo, não apresentou variação entre a
proposta preliminar apresentada na audiência pública e a nota técnica final, tendo sido o
processo bastante ágil, visto que o prazo entre a audiência e a proposta final foi de apenas dois
99
meses. A Bragantina foi a empresa com a maior variação negativa no 3º ciclo, com 33,66%.
Entretanto, nas notas técnicas, consta apenas que alterações foram realizadas quando
pertinentes. A mesma justificativa foi encontrada nas notas técnicas da Eletrocar, que obteve a
maior variação positiva, 33,10%
Tabela 19 - Variações das BRRb de 61 Concessionárias de 2012 e 2013
Base de Remuneração Bruta
1º Ciclo
2º Ciclo 3ºCiclo
Base de Remuneração Bruta
1º Ciclo
2º Ciclo
3ºCiclo
CPFL JAGUARI
-55,49%
22,73%
0,00%
COCEL
3,20%
-26,15%
CPFL PIRATININGA
-41,24%
-3,86%
0,00%
ELETROACRE
5,08%
-26,25%
-5,95%
BANDEIRANTE
-35,59% -12,63%
1,75%
BOA VISTA
9,01%
-24,17%
14,98%
ELFJC
-33,53% -17,13% -14,51%
COELBA
10,82%
-4,54%
2,29%
CELPA
-29,45% -16,04%
CEMAR
10,93%
-8,39%
-1,17%
BRAGANTINA
-27,47%
HIDROPAN
10,97%
-15,40%
-17,68%
EEVP
-23,58%
-5,33%
-3,60%
CEMAT
12,69%
4,56%
-10,97%
COPEL
-20,84%
4,47%
0,00%
DME-D
15,62%
11,04%
0,00%
CPFL MOCOCA
-20,18% -26,25%
0,00%
ALAGOAS (CEAL-ELETROBRÁS)
17,09%
-7,06%
-5,13%
0,00%
0,94% -33,66%
-14,46%
CFLO
-18,39%
3,00%
-1,46%
MUXFELDT
17,14%
-15,53%
8,12%
CSPE CPFL SUL PAULISTA
-18,21%
9,59%
0,00%
AMAZONAS
18,13%
-26,20%
-1,45%
LIGHT
-16,60%
-5,12%
4,57%
0,00%
EFLUL
-16,01%
-5,74% -21,38%
CAIUÁ
-14,63% -14,46% -15,22%
ELEKTRO
-14,54%
-2,41%
0,00%
CNEE
-11,95%
1,49%
-5,88%
0,00%
ELFSM
19,40%
-1,05%
ELETROPAULO
19,45%
-6,46%
2,54%
ENERSUL
22,60%
-15,35%
-14,58%
PARAÍBA (ENERGISA PB)
25,93%
0,00%
4,14%
ESCELSA
27,34%
-3,61%
2,23%
CPFL SANTA CRUZ
-9,69%
6,75%
CPFL PAULISTA
-6,78%
7,13% -15,35%
CPEE (CPFL LESTE PAULISTA)
-6,78%
18,53%
0,00%
CELG
-5,45%
-5,84%
-0,32%
COELCE
-4,98% -11,02%
0,00%
ENERGIPE
-2,97%
CEMIG-D
-1,82%
COSERN
-0,59%
21,71%
-1,87%
IGUAÇU ENERGIA
44,99%
8,69%
6,02%
CERON
-0,47% -10,46%
-7,75%
NOVA FRIBURGO (ENERGISA)
50,89%
4,33%
-13,32%
CERJ (Ampla)
0,00%
-9,25%
-1,25%
SULGIPE
0,00%
-6,71% -32,71%
CELPE
0,00%
CHESP
CEPISA
0,00% -16,01% -29,95%
AES SUL
UHENPAL
0,00%
2,42%
4,39%
FORCEL
130,69%
RGE
2,12%
-4,04%
-8,82%
-0,45%
CELTINS
28,48%
3,08%
-20,30%
CELB (BORBOREMA)
28,76%
-6,04%
-14,37%
ELETROCAR
33,97%
0,00%
33,10%
CEB-D
34,25%
-17,36%
-0,86%
COOPERALIANÇA
35,38%
9,03%
-3,52%
-1,93%
CELESC
39,88%
7,23%
-2,17%
0,25% -20,87%
CEEE-D
42,58%
-9,95%
-22,74%
3,79%
-4,44%
DEMEI
57,05%
-12,92%
7,27%
CFLCL (ENERGISA MG)
68,47%
-15,17%
2,26%
76,83%
0,00%
18,94%
82,95%
8,22%
-3,26%
-39,09%
-13,10%
Média
9,27%
-4,78%
-4,48%
Desvio Padrão
0,2403
0,0941
0,0839
Fonte: Elaborado pela autora com dados da ANEEL
Na Tabela 20, abaixo, estão demonstradas as 34 concessionárias que tiveram sua
BRRb revista, mas todas tiveram sua BRRb definitiva no mesmo ano. Somente a Energisa
Borborema, que iniciou o processo de revisão em outubro de 2012, teve a revisão com
término em janeiro de 2013, mas, devido ao curto período, pode-se dizer que a conclusão do
processo se deu no mesmo ano. Esse terceiro ciclo também foi diferente quanto às notas
técnicas, tendo em vista que somente a Eletropaulo teve três notas técnicas publicadas,
incluindo a da audiência pública, e o restante, apenas duas, ou seja, a da audiência pública e a
com o resultado final. Para o processo, esse fato é um ganho, pois se diminuem os custos de
transação.
100
Tabela 20 - Variação da BRRb de 34 Empresas no 3º ciclo
Base de Remuneração Bruta de 2012 - 3º Ciclo
Variação
BRAGANTINA
245.447.948
162.832.236
-33,66%
SULGIPE
124.834.367
83.999.084
-32,71%
CEEE-D
3.281.502.061
2.535.416.715
-22,74%
EFLUL
10.358.343
8.143.830
-21,38%
CELTINS
874.234.179
696.724.257
-20,30%
CAIUÁ
260.210.822
220.597.530
-15,22%
ELFJC
1.968.042
1.682.448
-14,51%
COCEL
57.886.557
49.516.638
-14,46%
CELB (BORBOREMA)
142.462.892
121.994.456
-14,37%
ENERGISA NOVA FRIBURGO
137.193.459
118.923.927
-13,32%
FORCEL
8.072.996
7.015.363
-13,10%
CNEE
112.067.330
105.480.103
-5,88%
EDEVP
149.569.626
144.188.031
-3,60%
CELESC
4.506.256.514
4.408.537.979
-2,17%
CFLO
36.919.079
36.381.552
-1,46%
CEB-D
1.351.249.598
1.339.651.253
-0,86%
COELCE
3.194.165.575
3.194.165.575
0,00%
CPFL LESTE PAULISTA
80.112.781
80.112.781
0,00%
CPFL JAGUARI
55.584.053
55.584.053
0,00%
CPFL MOCOCA
79.904.410
79.904.410
0,00%
CPFL PIRATININGA
2.759.731.510
0,00%
CPFL SANTA CRUZ
248.114.319
248.114.319
0,00%
CSPE CPFL SUL PAULISTA
120.197.954
120.197.954
0,00%
ELEKTRO
4.877.416.024
4.877.416.024
0,00%
ELFSM
153.932.599
153.932.599
0,00%
CELPA
2.338.348.218
2.338.348.218
0,00%
DME-D
115.958.150
115.958.150
0,00%
COPEL
7.082.358.045
0,00%
BANDEIRANTE
2.948.678.442
3.000.231.610
1,75%
ENERGISA MG
530.907.442
542.926.101
2,26%
ELETROPAULO
10.308.826.623
10.622.081.684
10.570.739.878
2,54%
IGUAÇU ENERGIA
26.757.794
28.368.127
6,02%
CHESP
35.343.214
42.038.249
18,94%
ELETROCAR
19.111.758
25.438.703
33,10%
Média
-4,86%
Desvio Padrão
0,10
Fonte: ANEEL
Analisando a Tabela 20, percebe-se que as empresas Brangatina e Sulgipe foram as
que mais tiveram suas BRRb reduzidas, em 33,66% e 32,71%, respectivamente. De modo
oposto, a Eletorcar e a Chesp foram as que tiveram suas BRRb com maior aumento em
relação ao valor proposto na audiência pública, em 33,10% e 18,94%, respectivamente.
Quanto às empresas que não tiveram alteração no valor da BRRb, vale ressaltar que, em
relação à Copel e à CPFL Piratininga, por indisponibilidade de acesso às notas técnicas finais,
não foi possível determinar se houve variação ou não, tendo sido publicadas somente as
resoluções homologatórias em que não consta o valor da BRRb. A Coelce entrou com uma
liminar em abril de 2012 para a revisão da BRRb, entretanto a mesma foi suspensa no mesmo
101
mês. Em geral, a média das variações foi negativa em quase 5%. Devido ao pequeno intervalo
de tempo entre as audiências públicas e as notas técnicas finais, pode-se afirmar que essa
variação não foi significativa, na média. Entretanto, ao analisar as diferenças individuais, a
desigualdade de valores foi significativa, visto que onze empresas tiveram redução acima de
10%.
A Tabela 21 apresenta as 27 concessionárias restantes e, como em 2012, todas tiveram
suas BRRbs aprovadas em 2013, exceto a da Ampla, que terminou em abril de 2014, em
virtude de sua audiência ter tido início em dezembro de 2013.
Tabela 21 - Variação da BRRb de 27 Empresas no 3º ciclo
Base de Remuneração Bruta de 2013 - 3º Ciclo
Variação
CEPISA
881.058.691
617.168.425
19.406.495.324
15.355.842.946
-20,87%
20.404.729
16.797.817
-17,68%
CPFL PAULISTA
8.767.069.701
7.421.488.469
-15,35%
ENERSUL
2.277.100.944
1.945.199.786
-14,58%
CEMAT
3.053.480.296
2.718.412.568
-10,97%
RGE
2.870.366.562
2.617.335.689
-8,82%
CERON
754.651.082
696.154.480
-7,75%
ELETROACRE
401.380.226
377.492.720
-5,95%
ELETROBRÁS ALAGOAS
1.145.123.395
1.086.416.076
-5,13%
CELPE
4.120.587.704
3.937.634.257
-4,44%
53.126.694
51.254.191
-3,52%
2.587.379.226
2.503.033.419
-3,26%
CEMIG-D
HIDROPAN
COOPERALIANÇA
AES SUL
ENERGIPE
-29,95%
888.208.902
871.109.684
-1,93%
1.620.507.093
1.590.188.524
-1,87%
368.105.398
362.760.730
-1,45%
AMPLA
6.717.787.424
6.634.141.276
-1,25%
CEMAR
3.346.771.159
3.307.718.633
-1,17%
CELG
3.362.453.262
3.351.533.797
-0,32%
ESCELSA
2.697.891.430
2.758.068.755
2,23%
COELBA
7.229.725.047
7.395.314.218
2,29%
ENERGISA PARAÍBA
1.279.525.273
1.332.471.069
4,14%
17.520.024
18.288.811
4,39%
LIGHT
11.451.023.315
11.974.212.085
4,57%
DEMEI
16.116.878
17.289.210
7,27%
COSERN
AMAZONAS
UHENPAL
MUXFELDT
5.484.994
BOA VISTA
163.882.837
5.930.335
8,12%
188.437.120
14,98%
Média
Desvio Padrão
Fonte: ANEEL
-4,01%
0,07
102
Analisando a Tabela 21, todas as empresas tiveram suas BRRb aprovadas em apenas
duas notas técnicas, a da audiência pública e a do resultado final, bem como apresentaram
variações em seus valores iniciais. A Cepisa teve a sua BRRb inicial reduzida em quase 30%,
e a Cemig, em quase 21%. Já a Boa Vista teve um acréscimo de quase 15%, sendo, na média,
uma redução de 4%. Também não foram encontradas justificativas detalhadas sobre o porquê
das variações.
De forma global, pode-se dizer que todas as concessionárias tiveram sua BRR
aprovada no mesmo ano, o que não aconteceu nos outros ciclos, podendo-se considerar esse
fato um grande avanço.
Quanto à fiscalização da BRRb no 3º ciclo, catorze empresas foram alvos de processos
abertos entre 2011 e 2012, estando a Eletropaulo59 sujeita a dois deles, portanto, são 15
procedimentos ao todo, mas nenhum ainda foi encerrado. Esse total é bem menor que do
aquele encontrado nos outros ciclos, todavia, vale salientar que não foram disponibilizados,
até dezembro de 2014, os dados de 2013 e 2014, podendo, em virtude disso, esse total ser
aumentado. O que é importante frisar também é que se pode dizer que a ANEEL possui uma
boa estrutura de governança, mesmo com as ingerências do governo. Isso pode ser
comprovado no relatório do Tribunal de Contas da União – TCU sobre a auditoria realizada60
em sete agências reguladoras de infraestrutura, entre elas, a ANEEL. O TCU determinou às
demais agências estabelecerem requisitos mínimos de transparência dos processos decisórios,
tendo como parâmetro os procedimentos adotados pela ANEEL.
Enfim, como demonstrado, ainda há muito a avançar. O regulador precisa
proporcionar incentivos e apresentar regras claras de regulação para as empresas voltarem a
investir. Como afirma Teixeira (2005), no Brasil, se implantada uma metodologia mais
simples, a aplicação seria mais fácil, proporcionando tarifas mais compreensíveis para os
consumidores, mesmo que os resultados com o uso da abordagem mais clara não sejam os
ideais, mas evitariam as divergências entre os valores provisórios e os definitivos.
59
Apesar desses processos ainda não estarem encerrados, a ANEEL expediu um auto de infração no valor de
R$ 126.379.941,14, por imperfeições no laudo de avaliação e erro material que também ocorreu no segundo
ciclo de revisão tarifária.
60
O relatório pode ser acessado pelo link:
http://portal2.tcu.gov.br/portal/page/portal/TCU/comunidades/regulacao/areas_atuacao/regulacao/Publica%C3%
A7%C3%B5es/Governan%C3%A7a_regulatoria_agencias_reguladoras.pdf.
103
4. CONTABILIDADE SOCIETÁRIA x REGULATÓRIA
O objetivo deste capítulo é apresentar e analisar criticamente a contabilidade aplicada
ao setor elétrico. Atualmente, a ANEEL obriga as companhias abertas reguladas a adotarem
regras contábeis específicas (denominadas de contabilidade regulatória) em separado dos
demonstrativos contábeis obrigatórios pela legislação societária brasileira. Como definem
Pardina, Rapti e Groom (2008, p. 64), “Contabilidade regulatória é um conjunto de princípios
e regras de apresentação de informações para as empresas reguladas”.
O primeiro plano de contas para as empresas de energia data de 1950, instituído pelo
Decreto nº 28.54561. Desde então, esse plano de contas vem sendo atualizado, passando essa
responsabilidade a ser da agência reguladora a partir de sua criação, em 1996. Como
comentado na introdução, a ANEEL editou, em 2001, o Manual de Contabilidade do Serviço
Público de Energia Elétrica (MCSPE). Além do plano de contas, o manual traz instruções
gerais e contábeis, entre elas, acerca da segregação das atividades (geração, transmissão e
distribuição), além de disciplinar a forma de contabilização e divulgação das demonstrações
contábeis. O Manual determinou, também, a elaboração de demonstrações contábeis
complementares, como a Demonstração do Valor Adicionado – DVA, a Demonstração do
Fluxo de Caixa (que, na época, não eram obrigatórias) e o Balanço Social.
Pode-se inferir que esses foram os primeiros passos para a contabilidade regulatória.
Em 2010, devido à convergência às normas internacionais de contabilidade, a ANEEL, com a
publicação da Resolução Normativa nº 396, de 23 de fevereiro de 2010, instituiu a
Contabilidade Regulatória e aprovou alterações no Manual de Contabilidade do Setor
Elétrico.
Segundo essa Resolução (p.1), a agência justifica a necessidade da contabilidade
específica em dois tópicos:
(a) divulgar à sociedade um conjunto de informações que representem adequadamente
a situação econômico-financeira das concessionárias e permissionárias de serviço público de
transmissão e distribuição de energia elétrica em consonância com o arcabouço legal
regulatório tarifário, em um modelo que permita a apresentação da realização dos
componentes tarifários e da efetiva remuneração com obediência ao Pressuposto Básico da
61
Para maior compreensão, ver Ferreira (2009).
104
Competência, especificamente, relacionado ao processo de confrontação das despesas com as
receitas entre os períodos contábeis;
(b) manutenção das informações contábeis referentes à composição dos ativos
vinculados à concessão, permissão e autorização de energia elétrica, sujeitos à reversão, para
fins de atendimento às atividades de fiscalização e prestações de informações dos
investimentos no setor elétrico, face às eminentes alterações propostas com vistas à
convergência das práticas contábeis brasileira às normas internacionais de contabilidade,
aprovadas pelo Conselho Federal de Contabilidade – CFC.
As normas internacionais buscam evidenciar a substância econômica dos eventos
contábeis. O modelo econômico do setor elétrico brasileiro apresenta algumas peculiaridades,
e a ANEEL decidiu oficializar a contabilidade regulatória. E devido a isso, a seguir, essas
desigualdades na contabilização são discutidas
No Brasil, o processo de convergência ocorreu em duas etapas: adoção parcial em
2008 e 2009 e, em 2010, a adoção na sua totalidade (full IFRS) pelas companhias abertas
brasileiras. Para as empresas de energia elétrica, o impacto relevante foi a emissão do
normativo ICPC 01 – Contratos de Concessão, em 22 de dezembro 2009, e a orientação
OCPC 05, de 28 de dezembro de 2009, com efeito retroativo aos exercícios encerrados a
partir de dezembro de 2010 e às demonstrações financeiras de 2009 a serem divulgadas em
conjunto com as demonstrações de 2010, para fins de comparação. Essas normas trouxeram
uma mudança significativa para as concessionárias de serviços públicos em geral.
As principais alterações foram:
i) imobilizado de concessão: a infraestrutura do concedente e o concessionário tendo o
direito apenas de acesso não são mais contabilizados como imobilizado do parceiro privado.
As concessionárias devem reconhecer o direito de explorar os serviços, que serão
contabilizados como ativos financeiros e/ou intangíveis de acordo com o disposto em cada
contrato. As normas internacionais buscam evidenciar a substância econômica dos eventos
contábeis e, por isso, os ativos físicos construídos pelo parceiro privado não são ativos da
concessionária. Assim, o parceiro público concede o direito de explorar esses ativos para o
parceiro privado, obtendo este benefícios econômicos futuros pela administração (uso) da
infraestrutura.
A concessionária somente administra esses ativos com a intenção de, através dessa
atividade, obter benefícios futuros, que, por sua vez, contêm a substância econômica que irá
caracterizar os ativos efetivos do parceiro privado (Andrade, 2010).
105
Se outros ativos forem cedidos como parte da remuneração, e sobre os quais o parceiro
privado possui total controle, inclusive, vendê-los, esses devem ser registrados como
imobilizados da concessionária.
Quando da primeira adoção das IFRS completas, para fins de comparação, as
empresas publicaram um balanço de abertura do ano anterior, que, nesse caso, foi em 01 de
janeiro de 2009. Então, quando da publicação das demonstrações contábeis de 2010, também
foram publicados o balanço de abertura e o de fechamento do ano de 2009.
A Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia - COELBA, por exemplo, nas
demonstrações contábeis de 2010, demonstrou a transposição do imobilizado para o modelo
bifurcado. A Tabela 22 traduz os valores, em que o imobilizado líquido é todo transferido
para o intangível e financeiro.
Tabela 22 - Convergência do Imobilizado para o Modelo Bifurcado (ICPC01)
COELBA
Saldos originalmente publicados em 1º de janeiro de 2009
Reclassificação das obrigações pendentes de recebimento para contas a receber
Imobilizado* Intangível Ativo Financeiro Total
2.147.225
115.663
2.262.888
3.053
3.053
Total
2.265.941
Bifurcação do ativo financeiro e intangível de acorodo com o ICPC 01 e OCPC 05
1.997.507
268.434
2.265.941
1.997.507
268.434
2.265.941
Mensuração a valor justo do ativo financeiro
Saldos reapresentados de acordo com o ICPC 01 e OCPC 05
* Valores Líquidos em milhares de reais
Fonte: Notas Explicativas das Demonstrações Contábeis Anuais da Coelba de 2010
ii) ativos e passivos regulatórios devem ser desreconhecidos do balanço patrimonial,
visto que esses recebíveis e exigíveis não atendem aos critérios de reconhecimento, segundo a
Estrutura Conceitual para Elaboração e Divulgação de Relatório Contábil-Financeiro (CPC
00).
A CEMIG Distribuição S/A, em 2010, ajustou seu balanço de 2009 e deu baixa em R$
1.761.543.000 de ativos regulatórios e em R$ 608.750.000, de passivos regulatórios,
representando quase 20% do ativo total e 9%, de seu passivo total.62
Ativos e passivos regulatórios constituem-se em direitos de recuperar custos
específicos incorridos ou obrigações de reembolsar quantias cobradas ou, ainda, diminuir
tarifas em períodos futuros. (Em 2001, em virtude da crise do apagão, por exemplo, foram
gerados ativos e passivos regulatórios pelas concessionárias e reconhecidos nas
demonstrações contábeis até a convergência).
62
Para maiores detalhes do desreconhecimento dos ativos e passivos regulatórios das distribuidoras, ver Tancini
(2013).
106
Em 2014, o IASB emitiu a IFRS 14 – Regulatory Deferral Accounts. A norma permite,
em algumas situações, o reconhecimento de alguns ativos e passivos regulatórios, mas
somente para os países que adotarem as IFRS a partir da publicação da referida norma,
portanto, esta norma não tem efeito nas normas brasileiras, pois o Brasil adotou as IFRS em
2010.
(iii) a empresa deve contabilizar uma receita de construção pelo seu valor justo e seu
respectivo custo quando está construindo a infraestrutura, mesmo quando ela terceiriza o
serviço, pois é ela a responsável pela execução do contrato de concessão.
Como observado nas demonstrações contábeis, as distribuidoras estão reconhecendo as
receitas sem margem, ou seja, o valor da receita de construção é igual ao custo de construção.
Assim, ao se observarem as demonstrações de resultados, nota-se que a receita de construção
não afeta a receita bruta, pois ela consta em linha separada após as reduções da receita bruta,
mas aumenta as receitas operacionais líquidas. Esse aumento, no entanto, é anulado quando
do reconhecimento dos custos de construção e, nas demonstrações regulatórias, esses valores
são desreconhecidos. A contrapartida da receita de construção é o ativo intangível em curso,
evidenciando os custos de construção a baixa do ativo intangível em curso.
Vale lembrar que, no momento do reconhecimento da receita de construção, não há
movimentação no caixa da concessionária, transitando essa receita no caixa somente quando
do recebimento das tarifas que amortizam o intangível em serviço.
(iv) devido ao reconhecimento de um ativo intangível, será reconhecida uma despesa de
amortização que, anteriormente, era a depreciação do imobilizado. Já a amortização deve ser
calculada de acordo com o prazo da concessão. Ela deve representar o padrão esperado de que
os benefícios econômicos futuros sejam consumidos. Se essa mensuração não puder ser
estimada com confiabilidade, deve-se utilizar o método linear.
O poder concedente faz a estimativa da vida útil econômica (vida útil regulatória),
sendo ela aceita para os efeitos contábeis e regulatórios. Se a concessionária entender que as
taxas impostas pelo regulador não estão representando a realidade econômica, essa taxa deve
ser alterada para efeitos societários e ajustada no balanço regulatório.
A LIGHT Serviços de Eletricidade S.A registrou diferenças expressivas entre a
amortização do intangível e a depreciação do imobilizado (balanço regulatório). É o que
mostra a Tabela 23. Em 2011, a variação é de quase 50%, em 2012, de 35% e, em 2013, foi
acima de 50%. Uma explicação para essa divergência pode ser a desproporção entre os
valores dos ativos intangível e financeiro e do montante do imobilizado.
107
Os ativos da LIGHT, intangível (em serviço) e financeiro brutos, em 2013, por
exemplo, totalizaram R$ 8.964.973.000, e o imobilizado bruto (em serviço) do balanço
regulatório foi de R$ 15.988.348, representando uma diferença de 78,34%. O percentual
médio de depreciação foi de 4,28%, societário, e 2,89%, regulatório. Já em 2012, a diferença
entre os ativos foi de 41,56%, e o percentual médio de depreciação foi de 3,70%, societário, e
2,89%, regulatório. Analisando-se os números de 2011, a diferença é de 57,81%, chegando os
percentuais de depreciação a 3,98%, societário, e 3,39%, regulatório. Em todos os anos, o
percentual de depreciação foi menor nas demonstrações regulatórias, entretanto, as despesas
de depreciação foram maiores devido à grande diferença entre o ativo imobilizado e os ativos
intangível e financeiro.
Tabela 23 - Variação das Despesas de Depreciação/Amortização
Milhares de Reais
2013
2012
2011
LIGHT SESA
Societário Regulatório Var.
Societário Regulatório Var.
Societário Regulatório Var.
Depreciação/amortização
300.921
462.616 53,73%
265.514
358.334 34,96%
267.229
393.827 47,37%
Fonte: Dados da Pesquisa
(v) com a desvinculação da contabilidade societária da fiscal, as empresas podem
contabilizar créditos fiscais diferidos (ativos e passivos) tributáveis ou dedutíveis, decorrentes
de desigualdades temporárias entre os valores contábeis e a base fiscal. Devido à aplicação do
ICPC 01, alguns créditos podem surgir devido ao reconhecimento no resultado de diferença
de mensuração a mercado, por exemplo. Para efeitos regulatórios, também podem ocorrer
ajustes fiscais diferidos, devido, principalmente, aos ativos e passivos regulatórios.
(vi) as obrigações vinculadas à concessão (obrigações especiais), que eram reduzidas do
ativo imobilizado, agora passam para os ativos intangível e financeiro e são amortizadas às
mesmas taxas dos bens de infraestrutura. As obrigações especiais representam as
contribuições da União, dos Estados, do Distrito Federal, dos Municípios e dos consumidores
para a realização de investimentos. Esses aportes não são remunerados, pois não são recursos
da concessionária, sendo os investimentos realizados com essas contribuições apenas geridos
pelas distribuidoras. Se, ao final da concessão, houver valor residual, esse será reduzido do
ativo financeiro de indenização. E, para efeitos regulatórios, esse valor continua no
imobilizado.
(vii) para fins regulatórios, a ANEEL determinou o reconhecimento da diferença entre
o valor contábil do imobilizado e o seu novo valor de reposição como “reavaliação regulatória
compulsória”, sendo a contrapartida registrada como reserva de reavaliação no patrimônio
108
líquido. A Companhia Estadual de Energia Elétrica – CEEE-D registrou, em 2012, R$ 523.
487.000 e, em 2011, R$ 202.245.000.
Essas são as principais diferenças entre os balanços societário e regulatório. É preciso
ressaltar que, devido a essas desigualdades, ocorrem expressivas divergências nos saldos do
lucro societário e regulatório.
Analisando-se os dados de 2010 a 2013, de 52 empresas distribuidoras, de portes
distintos (relacionadas no apêndice B), nota-se que o lucro médio societário, em 2010 e 2011,
foi maior que o lucro médio regulatório. Esse resultado vem ao encontro de estudos
anteriores, analisados na próxima subseção, como os de Suzart et al. (2012) e Dornelles,
Macedo e Rodrigues (2013). Entretanto, em 2012 e 2013, a situação se inverte, passando o
lucro regulatório a ser maior que o lucro societário. É o que demonstram a Tabela 24 e a
Figura 16.
Tabela 24 - Média do Lucro Societário x Médio Lucro Regulatório
Ano LLS
LLR
Variação
2013 19.650
19.975
2%
2012 12.499
14.350
15%
2011 108.052
66.501
-38%
2010 108.973 92.189
Fonte: Dados da Pesquisa
-15%
120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
2013
2012
LLS
2011
LLR
Figura 16 - Média Lucro Societário x Lucro Regulatório
Fonte: Dados da Pesquisa
2010
109
É importante salientar que os dividendos são distribuídos com base no lucro societário.
Não foi realizada uma comparação com os lucros anteriores, por isso não se pode afirmar que
os investidores serão beneficiados ou não.
Já Scalzer (2010) analisou o impacto da adoção do ICPC 01 na Light S.E.S.A e
concluiu que o lucro é afetado negativamente, embora o autor não tenha realizado um
comparativo com o lucro regulatório. Nesse estudo, o autor alerta que pode haver impacto na
distribuição de dividendos, tendo em vista que o lucro da empresa analisada diminuiu, em
10,5%, após a adoção da nova norma.
Todavia, deve-se analisar o caso com cuidado, porque esse estudo analisou apenas as
demonstrações contábeis do ano de 2008. De acordo com os dados de 2010 a 2013, quanto ao
ativo total médio (Tabela 25 e Figura 17), não há diferenças significativas de 2011 a 2013,
sendo, em 2010, o ativo total societário maior que o regulatório em quase 20%.
Tabela 25 - Ativo Total Societário x Ativo Total Regulatório Médio
Ano
ATS
ATR
Variação
2013 2.778.828
2.778.530
0%
2012 2.673.926
2.655.321
-1%
2011 2.356.397
2.467.777
5%
2010 2.932.254
2.371.340
Fonte: Dados da Pesquisa
-19%
3.500.000
3.000.000
2.500.000
2.000.000
1.500.000
1.000.000
500.000
2013
2012
ATS
2011
2010
ATR
Figura 17 - Média Ativo Total Societário x Média Ativo Total Regulatório
Fonte: Dados da Pesquisa
110
Quanto ao patrimônio líquido, conforme demonstram a Tabela 26 e a Figura 18, em
todos os anos, o PL regulatório foi maior.
Tabela 26 - PL Total Societário x PL Total Regulatório Médio
Ano
PLS
PLR
Variação
2013 583.590
638.964
9%
2012 519.855
578.115
11%
2011 596.915
658.161
10%
2010 630.851
671.728
Fonte: Dados da Pesquisa
6%
Patrimônio Líquido Societário x Patrimônio Líquido Regulatório
800.000
700.000
600.000
500.000
400.000
300.000
200.000
100.000
2013
2012
PLS
2011
2010
PLR
Figura 18 - Patrimônio Líquido Societário x Patrimônio Líquido Regulatório
Fonte: Dados da Pesquisa
Essa análise demonstra que o lucro societário é o mais afetado quando ocorrem os
ajustes para o lucro regulatório até o ano de 2013. Mas, percebe-se que, em 2013, a diferença
foi bem pequena, sendo possível, nos próximos anos, confirmar se a tendência continua. A
seguir, destacam-se os estudos realizados (alguns, já citados aqui) sobre o tema.
Em nível internacional, destaca-se o Canadá, que passou a adotar as IFRS em 2011,
tendo as suas concessionárias as mesmas dificuldades daquelas das concessionárias brasileiras
quanto ao reconhecimento dos ativos e passivos regulatórios. O órgão regulador do setor
elétrico da província de Ontário, no Canadá, “Ontario Energy Board”, instituiu, em 1999, o
111
Manual de Procedimentos Contábeis para as empresas distribuidoras de energia elétrica. Em
2012, esse manual foi revisado devido à obrigatoriedade de grande parte das distribuidoras em
adotarem as IFRS a partir de 01 de janeiro de 201263. Assim, Ontário também teve a
contabilidade regulatória modificada em alguns pontos das IFRS, sendo denominada de
Modified IFRS (MIFRS).
Segundo esse manual, para fins regulatórios, as distribuidoras devem continuar a
contabilizar a custo histórico, mesmo se, no balanço societário, for utilizada a reavaliação
como é permitida pela IFRS. A depreciação também deve seguir o método linear. Quando da
primeira adoção da IFRS, o distribuidor deve utilizar o valor contábil líquido como base para
a fixação do valor da taxa de abertura e reportar ao regulador, mesmo que contabilize, por
outra base de mensuração como valor justo, o valor reavaliado ou custo corrigido para as
demonstrações contábeis. E os ativos e passivos regulatórios, que são desreconhecidos ou
reclassificados quando da transição para o IFRS, devem continuar a ser contabilizados para
fins regulatórios.
Essas são as principais alterações devido à aplicação da IFRS no Canadá. Pode-se
dizer que são semelhantes às mesmas ocorridas nas demonstrações contábeis das
distribuidoras brasileiras, ou seja, o que a ANEEL adotou como contabilidade regulatória.
O IASB, na tentativa de evitar contabilizações paralelas, colocou em audiência
pública, em julho de 2009, a minuta de interpretação sobre as atividades tarifárias
regulamentadas (Rate-regulated Activities). Os comentários foram recebidos até 20 de
novembro de 2009, mas, devido à complexidade do tema, o IASB suspendeu o projeto em
setembro de 2010.
É muito difícil, talvez, impossível, que a norma consiga capturar as várias
modalidades regulatórias existentes em todo o mundo. Trata-se de uma questão importante
que envolve inúmeros países, Após várias discussões, o IASB iniciou a revisão do projeto em
setembro de 2012. Em março de 2013, o órgão publicou um pedido de informação sobre a
regulação tarifária (Request for Informatioin Rate Regulation), devendo os comentários terem
sido enviados até 30 de maio de 2013.
Enquanto o processo de audiência estava em andamento, o IASB decidiu, em
dezembro de 2012, desenvolver um projeto interino para fornecer orientações de curto prazo
63
Esse documento pode ser acessado pelo link:
http://www.ontarioenergyboard.ca/OEB/Industry/Rules+and+Requirements/Rules+Codes+Guidelines+and+For
ms#electricity. Acessado em 07 julho de 2013.
112
para os países que estivessem adotando pela primeira vez as IFRS, até que o projeto anterior
fosse completado. Assim, em abril de 2013, foi publicado, para consulta, o projeto Contas de
Diferimento Regulatório (Regulatory Deferral Accounts), ficando em aberto para comentários
até setembro de 2013. Em janeiro de 2014, o IASB aprovou esse normativo (IFRS 14).
Todavia, o alcance do projeto é somente para aqueles países que ainda não adotaram as IFRS
e, como o Brasil já as adotou, não poderá voltar a reconhecer os ativos regulatórios no
balanço societário.
4.1 Estudos Realizados sobre a Contabilidade Regulatória e a Adoção do ICPC 01
Alguns estudos já foram realizados quanto ao tema, dentre eles, os de Ferreira (2009);
Scalzer (2010); Brugni, Rodrigues, Cruz e Szuster (2012); Suzart, Souza, Carvalho, Riva e
Martins (2012); Tancini (2013) e Dornelles, Macedo e Rodrigues (2013).
Ferreira (2009) investigou a contabilidade regulatória como instrumento de regulação
econômica do setor de distribuição de energia elétrica. A autora concluiu que o novo modelo
de contabilização das concessões melhora a identificação do equilíbrio econômico-financeiro
das empresas reguladas em comparação com a contabilidade regulatória.
Apesar de a autora defender a utilização das demonstrações contábeis, após a
convergência, para a análise do equilíbrio econômico-financeiro das empresas, não foi o que a
ANEEL adotou; pelo contrário, ela institui definitivamente as demonstrações contábeis
regulatórias, obrigando a todas as concessionárias a divulgação dos balanços regulatórios.
Scalzer (2010) analisou o impacto da adoção do ICPC 01 na Light S.E.S.A, nas
demonstrações contábeis de 2008, e concluiu que a norma gera impactos negativos no lucro
líquido da empresa, aumenta a receita e diminui o EBITDA. Esse estudo, todavia, não
realizou a comparação se aplicada a contabilidade regulatória.
Já Brugni et al. (2012) pesquisaram a aplicação da contabilidade societária no tocante
ao normativo que trata da contabilização de concessões (ICPC01) e realizaram uma
comparação com a contabilidade regulatória imposta pela ANEEL. Os autores concluíram que
a principal característica que fundamenta a criação da contabilidade regulatória é a não
contabilização dos chamados ativos e passivos regulatórios. Pelo já discutido na seção
113
anterior, não foi só o desreconhecimento dos ativos e passivos regulatórios responsáveis pela
instituição da contabilidade regulatória.
Suzart et al. (2012) analisaram os números contábeis societários e regulatórios de 62
empresas do setor elétrico, nos anos de 2009 e 2010. A análise empírica indicou que, na
média, o lucro regulatório foi inferior ao societário, e que as normas societárias adotadas
alteraram os retornos com maior intensidade.
E, como demonstrado anteriormente, a situação se repete em 2011, mas, em 2012 e em
2013, o lucro regulatório foi maior que o lucro societário.
Tancini (2013), em sua dissertação de mestrado, discutiu se os itens regulatórios
(ativos e passivos regulatórios) são passíveis de contabilização nas demonstrações contábeis
das companhias de distribuição de energia elétrica após a convergência às normas
internacionais. O referido autor concluiu que, caso a recuperação desses itens não forem
garantidas, os ativos e passivos regulatórios não devem ser reconhecidos. Nesse sentido, o
autor entende que o não reconhecimento dos ativos e passivos regulatórios na contabilidade
societária é justificável e conceitualmente sustentável.
Já Dornelles, Macedo e Rodrigues (2013) verificaram o conservadorismo das
demonstrações contábeis societárias e regulatórias de 82 empresas distribuidoras
(concessionárias e permissionárias), nos anos de 2010 e 2011. Os autores concluíram que as
demonstrações regulatórias são mais conservadoras que as societárias, em virtude do lucro
reduzido das demonstrações regulatórias.
Entretanto, mais estudos são necessários, principalmente, no que tange à necessidade
ou não de uma contabilidade regulatória que proporcione mais custos para as distribuidoras.
114
115
5. PROCEDIMENTOS, APRESENTAÇÃO E DISCUSSÃO DOS RESULTADOS
Este capítulo traz os procedimentos, a apresentação e a discussão dos resultados
encontrados.
A primeira seção detalha os procedimentos adotados para o desenvolvimento da parte
empírica desta tese, e, em seguida, os resultados encontrados referentes ao 2º CRTP, com os
dados atualizados pelo IPCA e IGP-M. A terceira traz as evidências encontradas no 3º CRTP,
com os dados também atualizados pelos dois índices de inflação. E por último, são relatadas
as conclusões.
5.1 Procedimentos iniciais
Como já comentado no Capítulo 2, a população pesquisada neste trabalho compreende
as 63 empresas concessionárias do setor de distribuição de energia. Foram coletadas as
demonstrações contábeis64 exigidas pela legislação societária, de 1995 a 201365, disponíveis
no site da Comissão de Valores Mobiliários (CVM) e/ou site das distribuidoras. No endereço
eletrônico da ANEEL, também foram coletadas as informações disponibilizadas nas
audiências públicas realizadas para cada revisão tarifária das distribuidoras, principalmente,
as notas técnicas, as quais trazem o resultado definitivo em que constam os valores aprovados
para a determinação das tarifas, como o AIS, IRT, BRR a VNT, entre outros.
Inicialmente, a intenção era analisar as três revisões tarifárias, mas, devido à
indisponibilidade de alguns dados na primeira, serão utilizados os resultados definitivos da
segunda revisão tarifária periódica (2º CRTP), que ocorreu de 2007 a 2010, e da terceira
revisão tarifária periódica (3º CRTP), que ocorreu de 2011 a 2014. Assim, as demonstrações
contábeis de cada empresa foram atualizadas monetariamente até 2013. Após a organização
de todos os dados, foram excluídas dezenove empresas por falta de dados ou dados
incompletos. A amostra final, portanto, foi composta por 44 distribuidoras para a análise do 2º
CRTP. Para o 3º CRTP, a amostra final diminuiu para 41 distribuidoras, pois foram retiradas
64
Balanço Patrimonial, Demonstração do Resultado do Exercício, Demonstração de Fluxo de Caixa,
Demonstração de Origens e Aplicações de Recursos e Notas Explicativas.
65
Não são todas as empresas que possuem dados desde 1996, pois foram constituídas após essa data ou não
havia dados disponibilizados.
116
três empresas por indisponibilidade de alguns dados, pois isso inviabilizava a análise, como,
por exemplo, falta de detalhamento da bifurcação do ativo imobilizado para ativos intangível
e financeiro.
Vale ressaltar que as empresas analisadas para o 2º CRTP correspondem a 96,55% do
total de unidades consumidoras do país e para o 3º CRTP cai para 95,97%, ou seja,
representam quase a totalidade das mesmas, portanto, bastante representativa.
Cada distribuidora tem sua data de revisão tarifária (ver apêndice A), sendo o laudo de
avaliação dos ativos realizado seis meses antes. Assim, quando a data de revisão for, por
exemplo, em abril de 2008, o laudo teria sido realizado em novembro de 2007, sendo a
demonstração contábil utilizada para fins de comparação, com o VNR, a anual de 2007.
A Figura 19 traz a relação final das empresas e o período em que as demonstrações
foram atualizadas monetariamente.
117
Periodo
Empresas
1 1995 a 2013 AES Eletropaulo S.A
2 1997 a 2013 AES Sul Distribuidora Gaúcha de Energia S. A
3 1995 a 2013 Ampla Energia e Serviços S.A
4 1998 a 2013 Bandeirante Energia S.A
5 2001 a 2013 Caiuá Distribuição de Energia S.A*
6 1995 a 2013 Celesc Distribuição S.A
7 1995 a 2013 Celg Distribuição S.A
8 2005 a 2013 CEMIG Distribuição S.A
9 2006 a 2013 Centrais Elétricas de Carazinho S.A - ELETROCAR *
10 1995 a 2013 Centrais Elétricas do Pará - CELPA
11 1995 a 2013 Centrais Elétricas Matogrossenses S.A - CEMAT
12 1998 a 2013 Cia. Campolarguense de Energia - COCEL
13 1995 a 2013 Cia. de Eletricidade do Estado da Bahia - COELBA
14 2001 a 2013 Cia. de Energia Elétrica do Estado de Tocantins - CELTINS
15 1995 a 2013 Cia. Energética de Pernambuco - CELPE
16 1995 a 2013 Cia. Energética do Ceará - COELCE
17 1995 a 2013 Cia. Energética do Maranhão - CEMAR
18 1995 a 2013 Cia. Energética do Rio Grande do Norte - COSERN
19 2006 a 2013 Cia. Estadual de Distribuição de Energia Elétrica - CEEE-D
20 2006 a 2013 Cia. Força e Luz do Oeste - CFLO
21 2004 a 2013 Cia. Hidroelétrica São Patrício - CHESP
22 2001 a 2013 Cia. Nacional de Energia Elétrica - CNEE
23 1998 a 2013 Cia. Paranaense de Energia - COPEL D
24 1995 a 2013 Cia. Paulista de Força e Luz - CPFL Paulista
25 2006 a 2013 Cia. Paulista de Força e Luz Santa Cruz - CPFL Santa Cruz
26 2001 a 2013 Cia. Piratininga de Força e Luz - CPFL Piratininga
27 1998 a 2013 Elektro Eletricicade e Serviços S.A
28 2002 a 2013 Eletrobrás Distribuição Alagoas - CEAL
29 2002 a 2013 Eletrobrás Distribuição Acre - ELETROACRE
30 2002 a 2013 Eletrobrás Distribuição Piaui - CEPISA
31 2002 a 2013 Eletrobrás Distribuição Rondônia - CERON
32 1998 a 2013 Eletrobrás Distirbuição Roraima (Boa Vista Energia)
33 2005 a 2013 Empresa de Distribuição de Energia Vale do Paranapanema S.A - EDEVP *
34 2001 a 2013 Empresa Elétrica Bragantina S.A - EEB
35 1995 a 2013 Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A - ENERSUL
36 2004 a 2013 Empresa Luz e Força Santa Maria S.A - ELFSM
37 1999 a 2013 Energisa Borborema Distribuidora de Energia S.A
38 1995 a 2013 Energisa Minas Gerais Distribuidora de Energia S.A
39 1999 a 2013 Energisa Nova Friburgo Distribuidora de Energia S.A
40 1999 a 2013 Energisa Paraíba Distribuidora de Energia S.A
41 1999 a 2013 Energisa Sergipe Distribuidora de Energia S.A
42 1995 a 2013 Espírito Santo Centrais Elétrica - ESCELSA
43 1995 a 2013 Light Serviços de Eletricidade S.A
44 1997 a 2013 Rio Grande Energia S.A - RGE
* Essas empresas foram retiradas para análise do 3º CRTP
Figura 19 – Amostra Final da Pesquisa
Fonte: Dados da Pesquisa
118
5.1.1 Tratamento da Amostra
Inicialmente, foi realizada a atualização monetária dos dados, utilizando-se o modelo
desenvolvido por Martins, Salotti, Amaral, Nagai e Melo (2012).
Os passos foram os seguintes:
1) Procedeu-se à separação dos ativos imobilizados em serviço (AIS) dos ativos
imobilizados em curso, pois este último não entra para o cálculo da tarifa, por não
estar em funcionamento66;
2) As operações especiais (OE) não foram subtraídas do AIS, tendo em vista que,
inicialmente, utiliza-se o valor bruto do imobilizado. As operações especiais são
subtraídas quando do cálculo da base de remuneração. Ao mesmo tempo, as OE
foram adicionadas ao patrimônio líquido;
3) A depreciação acumulada não foi alterada devido ser ela referente somente ao AIS
em serviço;
4) Foram coletadas as taxas anuais do IPCA e do IGP-M, de 1996 a 2014 (ver Tabela
27), bem como as alíquotas do imposto de renda e contribuição social;
5) Nas notas explicativas (NE), foram averiguadas quais empresas realizaram
reavaliação no período, que foram: Ampla, Bragantina, Caiuá, Celg, Celpa,
Celtins, Cemat, CFLO, CNEE, Eletrocar, Eletropaulo e Rio Grande. Os valores da
reavaliação foram subtraídos do AIS, da depreciação acumulada e das despesas
com depreciação do período, bem como do PL. Esse ajuste foi feito desde o ano
em que a reavaliação foi contabilizada até a baixa definitiva da mesma, tendo por
objetivo retirar qualquer atualização do ativo que não seja pela inflação;
6) Os dados foram transferidos para uma planilha no Excel. Em seguida, aplicou-se o
modelo de Martins et al (2012);
7) Em primeiro lugar, as variações anuais do AIS bruto (baixas, aquisições e/ou
transferências do AIS em curso) foram apuradas, por diferença67, com base nos
dados publicados, o mesmo ocorrendo com o AIS em curso, depreciação e
patrimônio líquido;
66
Para o 3º CRTP, alguns ajustes foram necessários devido à convergência contábil, o que será detalhado na
seção 5.3.
67
Pela indisponibilidade dos dados.
119
8) Em seguida, fez-se a atualização pela inflação do AIS em serviço e em curso
inicial e pelas variações de cada período. Os mesmos procedimentos foram
adotados em relação à depreciação, ao lucro e ao patrimônio líquido. E, por
conseguinte, os impostos diferidos foram calculados, bem como os seus efeitos no
AIS em serviço e em curso.
9) E, por fim, foi possível comparar os valores históricos e corrigidos do AIS em
serviço e em curso, o lucro líquido, o patrimônio líquido e, ainda, calcular o
Retorno sobre o Patrimônio Líquido (ROE)68 histórico e corrigido, que será
utilizado posteriormente.
10) Após esses passos, com os dados já atualizados pelo IPCA e pelo IGP-M, foi
possível refazer a base de remuneração regulatória – BRR, a partir do AIS
corrigido e histórico, para fins de comparação com a BRR a VNR homologado
pela ANEEL.
A Tabela 27 apresenta os dois índices de inflação, IGP-M e IPCA, anuais e
acumulados desde 1996, os quais são utilizados para a atualização monetária.
Tabela 27 - Dados Históricos do IGP-M e IPCA
Ano
IGP-M Acumulado
1995
1996
9,20%
1997
7,73%
1998
1,78%
1999
20,10%
2000
9,95%
2001
10,37%
2002
25,30%
2003
8,69%
2004
12,42%
2005
1,20%
2006
3,84%
2007
7,74%
2008
9,80%
2009
-1,71%
2010
11,32%
2011
5,10%
2012
7,82%
2013
5,51%
2014
3,67%
Fonte: FGV e IBGE69
68
69
100
109,2
117,64
119,74
143,8
158,11
174,51
218,66
237,66
267,17
270,38
280,76
302,49
332,14
326,46
363,41
381,95
411,82
434,51
450,46
Ano IPCA/IBGE Acumulado
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
9,56%
5,22%
1,66%
8,94%
5,97%
7,67%
12,53%
9,30%
7,60%
5,69%
3,14%
4,45%
5,90%
4,31%
5,91%
6,50%
5,84%
5,91%
6,41%
100
109,56
115,28
117,19
127,67
135,29
145,67
163,92
179,17
192,78
203,75
210,15
219,5
232,45
242,47
256,8
273,49
289,46
306,57
326,22
O ROE foi obtido pela divisão entre o resultado do período pelo patrimônio líquido inicial a CH e CHC.
Fundação Getúlio Vargas e Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística.
120
Pode-se observar uma desigualdade entre os dois índices, pois a metodologia de
cálculo é diferente. Enquanto o IPCA (calculado pelo IBGE) mede a inflação com base no
consumo pessoal das famílias com rendimento de 1 a 40 salários mínimos, com abrangência
geográfica limitada, o IGP-M (medido pela FGV) é mais amplo, tendo em vista que a inflação
registrada abrange toda a população, sem limite de renda, e engloba a variação dos preços
desde a matéria-prima até os bens e serviços finais. Note-se que, nos anos de 1999 e 2002, a
diferença é de mais de 100%. A média anual do IGP-M no período (1996 a 2014) foi de
8,64%, enquanto a do IPCA foi de 6,45%, registrando uma variação de 30,46% e, no
acumulado de 1996 a 2014, a diferença é de um pouco mais de 38%. Em 2009, o IGP-M
registrou a única deflação da série, de 1,71%. Já, nos últimos dois anos, o IGP-M foi menor
que o IPCA.
Vale frisar mais uma vez que o IPCA é o índice oficial utilizado pelo Banco Central
para medir a inflação, e o IGP-M é utilizado para reajuste dos aluguéis e das tarifas públicas.
A Figura 20, a seguir, demonstra a variação dos índices, sendo possível a comparação
das taxas, podendo-se notar que o IGP-M é mais volátil que o IPCA. E esse comportamento
divergente mostra, mais uma vez, a dificuldade de se definir qual indexador representa a
inflação mais próxima da realidade.
30,00%
25,00%
20,00%
15,00%
10,00%
5,00%
-5,00%
IGP-M
Figura 20 - IGP-M X IPCA
Fonte: FGV e IBGE
IPCA/IBGE
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
0,00%
121
O artigo de Souza (2004) defende o IPCA como indicador geral da inflação. O autor
afirma que a utilização do IGP-M deve ser evitado para corrigir as tarifas de bens e serviços
(como o setor elétrico), pois isso pode trazer resultados danosos. Em outras palavras, o IGPM não seria apropriado para o reajuste das tarifas do setor elétrico.
Em matéria veiculada em 2005, no jornal Valor Econômico, o economista Delfim
Netto destaca que o IGP superestima a taxa de inflação. E o economista cita ainda que uma
tarifa corrigida pelo IPCA teria crescido de 100, em 1998, para 165, em 2004, e pelo IGP,
seria 224, em 2004, ou seja, 35,7% superestimado. Entretanto, a intenção não é uma discussão
exaustiva sobre os indicadores da inflação, mas, sim, evidenciar a relevância do assunto para
estudos posteriores.
Retornando ao tratamento da amostra e, como já comentado, a ANEEL publica em
nota técnica o resultado definitivo de cada revisão tarifária, como o modelo apresentado no
Capítulo 2. Cada NT contém a tabela que traz o resumo da Base de Remuneração Regulatória
aprovada com valores a VNR. Essa tabela foi refeita para cada empresa com valores a CH e
CHC para fins de comparação, sendo nessa tabela calculadas as seguintes variáveis: Ativo
Imobilizado em Serviço (AIS); Base de Remuneração Regulatória Bruta (BRRb); Quota de
Remuneração Regulatória (QRR); Remuneração do Capital (RC); Valor Base da
Remuneração (VBR); e Valor de Mercado em Uso (VMU). Em virtude das alterações
ocorridas na mensuração da RC e da QRR, quando calculados pelo CHC, o valor da Parcela B
é alterado e um novo IRT é calculado, não tendo sido alterados os demais componentes do
IRT, como a Parcela A, outras receitas, em virtude de não terem relação direta com o AIS,
bem como com a receita verificada, todos publicados nas notas técnicas.
Tendo em vista que apenas a atualização monetária não responde totalmente à questão
de pesquisa, pois, como exposto na análise de resultados, a escolha do método de mensuração
por si só não estabelece o preço justo para o equilíbrio entre a modicidade tarifária para o
consumidor, o retorno adequado dos investimentos às concessionárias e, ao governo, a
garantia da continuidade e qualidade dos serviços prestados. Para tanto, então, é primordial
estabelecer que medida pode representar o justo valor para o consumidor e para o investidor.
Para o consumidor, entende-se que é a menor tarifa e, para o investidor, o maior
retorno.
Assim, entende-se que as variáveis principais para a análise são:
(i)
Índice de reposicionamento tarifário (IRT), sendo, quanto menor o índice,
menor a tarifa, ou seja, representa o consumidor;
122
(ii)
Retorno sobre o patrimônio líquido (ROE), que se constitui em uma das
principais medidas de rentabilidade e relaciona o investimento realizado com o
ganho dos sócios, ou seja, representa o investidor;
(iii)
A manutenção do capital físico, que será representado pelo Ativo Imobilizado
em Serviço (AIS).
Com os dados coletados, também foi possível analisar outras variáveis:
(i)
Base de Remuneração Regulatória Bruta (BRRb), que é o montante do AIS
subtraído das operações especiais, dos bens totalmente depreciados e do índice
de aproveitamento integral;
(ii)
Valor de Mercado em Uso (VMU), que é calculado pelo AIS subtraído da
depreciação acumulada;
(iii)
Valor Base da Remuneração (VBR), que representa o VMU subtraído do
índice de aproveitamento depreciado;
(iv)
Quota de Remuneração Regulatória (QRR), que é o produto da BRRb e a taxa
de depreciação;
(v)
Remuneração do Capital (RC), que é o produto entre a base de remuneração
regulatória líquida e o WACC antes do cálculo dos impostos.
Para cada variável, é realizada a comparação com os métodos de mensuração VNR e
CHC (este último, por dois índices de inflação: IPCA e IGP-M).
A seguir, descreve-se o tratamento estatístico da amostra.
5.1.2 Tratamento Estatístico
A estatística é uma ferramenta de apoio que auxilia na análise e interpretação dos
dados da amostra estudada. Em alguns casos, as conclusões podem ser extrapoladas para a
população inteira. No caso deste estudo, a amostra é composta de 44 empresas, do 2º CRTP, e
41 empresas, do 3º CRTP, sendo a população composta das concessionárias brasileiras de
distribuição de energia elétrica que, hoje, chegam a 63. Como já citado, a amostra é
representativa, pois, representa mais de 90% das unidades consumidoras do país.
123
Após a formação da base de dados, foram calculadas as seguintes estatísticas
descritivas: (a) média; (b) mediana; (c) desvio-padrão; (d) assimetria; e (e) curtose. Segundo
Fávero, Belfiore, Silva e Chan (2009, p.51), a estatística descritiva permite uma melhor
compreensão do comportamento dos dados, identificando tendências, variabilidade e valores
atípicos (outliers). E em seguida foi realizado o teste de comparação de médias.
Para definir o teste a ser aplicado, realizou-se o teste de normalidade dos dados
Kolmogorov-Smirnov (K-S), que é aquele indicado para o tamanho da amostra utilizada. Se a
distribuição for normal ao nível de significância acima de 5% (p>0,05), será utilizado o teste
paramétrico t de Student; caso contrário (p<0,05), o teste a ser utilizado é o de Wilcoxon, que
é um teste não paramétrico.
O resultado que será detalhado adiante mostrou que não há normalidade dos dados,
por isso foi utilizado o teste de Wilcoxon para os dados do 2º CRTP. Para o 3º CRTP, a
variável IRT apresentou normalidade dos dados, sendo aplicado para essa variável o teste t de
Student, e para as demais variáveis que não apresentaram normalidade dos dados, foi aplicado
o teste de Wilcoxon. Segundo Fávero et al. (2009), o teste de Wilcoxon é uma alternativa ao
teste t de Student para comparar duas técnicas populacionais a partir de amostras
emparelhadas e quando as variáveis não apresentarem distribuição normal. O teste de
Wilcoxon, também denominado teste de sinais por postos, tem por objetivo principal verificar
a direção e a intensidade das diferenças de duas amostras relacionadas.
No caso deste estudo, o objetivo é investigar se há diferenças significativas entre os
métodos do VNR e CHC para cada variável.
Para tanto, adotou-se o seguinte procedimento:
(i)
A hipótese nula H0 aponta não haver diferença nas variáveis entre os modelos
de mensuração VNR e CHC.
(ii)
A hipótese alternativa H1 aponta haver diferença nas variáveis entre os
modelos de mensuração VNR e CHC.
(iii)
Nível de significância de 5%.
Os testes foram realizados com todas as variáveis pelos dois métodos de mensuração e
para os dois ciclos de RTP.
Além da análise conjunta envolvendo todas as empresas que compõem a amostra
estudada, buscou-se o agrupamento dessas em conglomerados, de acordo com as suas
características comuns, visando a identificar se haveria diferenças estatisticamente
significativas entre as variáveis analisadas para os conglomerados formados.
124
Para essa etapa, optou-se pela técnica de análise de conglomerados (clusters). Segundo
Pohlmann (2007, p. 325), a análise de conglomerados tem por objetivo reunir objetos
conforme as características dos mesmos. Assim, foi escolhida a técnica de análise de
conglomerados hierárquica.
Visando a identificar os conglomerados a serem formados, optou-se pela análise
gráfica do dendrograma. O número de conglomerados foi identificado, considerando-se a
distância entre os grupos demonstrados no respectivo gráfico.
Após a identificação do número de conglomerados, foi realizada a análise de clusters
k-means, com o objetivo de verificar a capacidade de discriminação das variáveis, bem como
a adequabilidade do número de conglomerados sugerido pela análise do dendrograma.
As variáveis que apresentaram baixo poder discriminante foram retiradas do
procedimento de análise de conglomerados, para evitar que causassem um forte viés na
identificação da formação dos grupos, tendo sido utilizado como referência o resultado do
teste F da análise de variância (ANOVA).
Depois da identificação das empresas que comporiam os grupos identificados na
análise de conglomerados, foram realizados os testes para comparação entre os métodos VNR
e CHC, em cada variável, seguindo-se os mesmos procedimentos utilizados na análise
conjunta.
Em todos os procedimentos realizados, as duas revisões tarifárias foram analisadas
separadamente.
5.2 Apresentação e Discussão dos Resultados Encontrados do 2º CRTP
Os resultados encontrados no 2º CRTP são apresentados nas próximas três subseções.
Em primeiro lugar, é realizada uma abordagem analítica dos dados atualizados pelo IPCA,
seguida da análise estatística. E a terceira subseção é destinada a expor os resultados sintéticos
após a atualização pelo IGP-M.
125
5.2.1 Abordagem Analítica do 2º CRTP - IPCA
Como citado, esta subseção é destinada a expor os resultados analíticos após a
aplicação do modelo de atualização monetária pelo IPCA e dos demais procedimentos
detalhados anteriormente.
A Tabela 28 apresenta o modelo da BRR da AES SUL, referente à segunda revisão
tarifária. Esse modelo foi adotado para cada empresa, no qual consta o nº da NT utilizada para
a coleta de dados e das demonstrações contábeis societárias, para fins de comparação com o
VNR.
Tabela 28 - Base de Remuneração Regulatória – AES SUL – 2º CRTP - IPCA
Nota Técnica nº 108/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
AES SUL
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2007-2010 2007-2010
2007-2010
2.185.710
2.659.949
1.508.251
3.751
4.565
2.588
103.944
126.497
71.727
157.423
191.579
108.630
1.920.592
2.337.308
1.325.306
1.217.649
1.481.845
840.240
968.061
1.178.104
668.011
3.751
4.565
2.588
964.310
1.173.539
665.423
742
742
742
45
45
45
22.073
22.073
22.073
883.226
1.069.902
616.556
13.355
13.355
13.355
1.066
1.066
1.066
12.289
12.289
12.289
4,47%
4,47%
4,47%
85.850
104.478
59.241
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
132.126
160.269
91.924
Fonte: Dados da Pesquisa
É importante destacar, mais uma vez, que o laudo de avaliação dos ativos é realizado
seis meses antes da data de revisão de cada distribuidora. A data de revisão da AES SUL, na
segunda revisão tarifária, foi em 19 de abril de 2008, portanto, o laudo foi realizado em
novembro de 2007. Assim, a demonstração contábil anual utilizada, para fins de comparação,
foi a de 31 de dezembro de 2007. Na Tabela 28, constam o AIS mensurado com base no VNR
(constante da NT), o AIS mensurado com base no CHC e o AIS constante nas notas
explicativas, pois, no balanço patrimonial, é contabilizado somente o AIS líquido, ou seja,
subtraído da depreciação acumulada. A partir da determinação do AIS pelos métodos de
mensuração, os demais componentes da BRR são calculados proporcionalmente, tendo como
126
base o VNR, com exceção do Almoxarifado, do Ativo Diferido, de Terrenos e Servidão e da
Reserva Global de Reversão, porque os valores são repetidos nos demais métodos, por não
haver correlação direta com o cálculo do AIS. É importante enfatizar, novamente, que a
Reserva Global de Reversão – RGR foi extinta em 2013 e não constará na BRR do próximo
ciclo, que terá início em 2015. Com exceção da variável IRT e ROE, as demais variáveis são
extraídas dessa tabela. Portanto, foram confeccionadas as tabelas da BRR para as 44 empresas
(ver Apêndice C)70.
Tendo em vista que somente o cálculo da BRR não é suficiente para atingir os
objetivos desta pesquisa, o próximo passo foi calcular o índice de reposicionamento tarifário
com base no CHC. O IRT é calculado em todas as revisões e divulgado nas notas técnicas de
cada empresa. Para fins de ilustração, a Tabela 29 apresenta resumidamente o resultado da
AES SUL com base em VNR e em CHC. O que é alterado para o cálculo com base no CHC é
somente a Remuneração do Capital - RC e a Quota de Remuneração Regulatória – QRR, pois
as demais variáveis independem do método de mensuração de ativos empregado.
Tabela 29 - Índice de Reposicionamento Tarifário AES SUL – 2º CRTP
AES SUL - IPCA (Milhares R$) VNR
CHC
PARCELA A
1.142.251
1.142.251
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
215.495
215.495
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
12.291
12.291
REMUNERAÇÃO
132.126
160.269
QRR
85.850
104.478
TOTAL PARCELA B
445.762
492.533
OUTRAS RECEITAS
11.060
11.060
Receita Requerida Líquida
1.576.953
1.623.724
Receita Verificada
1.621.296
1.621.296
Reposicionamento Tarifário
-2,74%
0,15%
Fonte: Dados da Pesquisa
O IRT da AES SUL, na segunda revisão tarifária, foi de 2,74% negativo (-2,74%), ou
seja, a receita verificada na distribuidora é maior que e a receita requerida. Nesse caso, haverá
uma redução nas tarifas, devido ao modelo de regulação por incentivos adotado atualmente
pela ANEEL, que permite a repartição de ganhos com eficiência, como já explanado nos
70
No Apêndice C, são encontradas as Tabelas do 2º CRTP – IPCA. As demais, 2º CRTP – IGP-M; 3º CRTP –
IPCA e 3º CRTP – IGP-M, não foram anexadas a este estudo em virtude de serem muito extensas. As mesmas se
encontram disponíveis para consulta com a autora.
127
capítulos anteriores. Nesse exemplo, o IRT com base no CHC foi maior, o que ocasionaria o
aumento da tarifa. As Tabelas com as demais empresas estão no Apêndice D71.
Com os dados apurados da BRR, foi calculada, em primeiro lugar, a diferença
percentual existente entre os valores encontrados pelos três métodos de mensuração, com base
na demonstração anual utilizada para a segunda revisão tarifária e na respectiva NT, que traz
os resultados definitivos, como já explicado anteriormente.
Essas diferenças foram calculadas com a divisão dos valores do VNR pelos valores
corrigidos (CHC); VNR/CH e CHC/CH. Enquanto o AIS da AES SUL, por exemplo, com
base no VNR, é R$ 2.185.710 e, com base em valores corrigidos (CHC), é R$ 2.659.949, o
AIS com base no VNR corresponde a 82,17% do valor encontrado com base no CHC. Os
resultados das 44 empresas podem ser visualizados na Tabela 30.
Como pode ser observado, os valores são bem diversos. Analisando as diferenças entre
o VNR/CHC para a variável AIS, o resultado mais próximo entre os dois métodos é
encontrado na CELESC, em que o AIS com base no VNR é maior em 1%, e na Energisa
Borborema, em que é menor em 1%. Esse resultado demonstra que os ativos a VNR dessas
empresas estão bem próximos da inflação do período. A CEMIG e a CEEE-D tiveram o maior
percentual do VNR/CHC, 64% maior que o AIS com base no CHC, demonstrando que os
ativos podem estar superestimados. Já a CELPA apresentou o menor percentual, 24% menor
que o CHC, portanto, subestimado.
De modo geral, as mensurações com base no VNR foram menores do que as com base
no CHC em 36% das empresas (16). Como demonstrado na revisão conceitual, um valor com
base no VNR menor que um valor com base no CHC beneficia o consumidor com tarifas mais
baixas, entretanto o investidor não recupera o seu investimento. As 16 concessionárias
conseguirão repor seus ativos ao final da vida útil. Entretanto, por não haver recuperação do
capital, poderá haver resistência do investidor em realizar investimentos futuros, estando os
investidores de 16 empresas sendo remunerados abaixo da inflação. Em se tratando de um
serviço essencial à sociedade, é obrigação do regulador zelar pela qualidade e continuidade da
prestação de serviço de energia elétrica.
71
Idem nota de rodapé anterior.
128
Tabela 30 - Ativo Imobilizado em Serviço – AIS – 2º CRTP – IPCA
AIS - IPCA
VNR/CHC VNR/CH
CHC/CH
AES SUL
82%
145%
176%
AMPLA
86%
133%
154%
BANDEIRANTE
86%
152%
176%
BRAGANTINA
102%
139%
136%
CAIUÁ-D
125%
184%
147%
CEEE-D
164%
175%
107%
CELESC
101%
179%
177%
CELG-D
108%
184%
170%
CELPA
76%
146%
191%
CELPE
92%
153%
CELTINS
128%
182%
CEMAR
98%
155%
CEMAT
80%
133%
CEMIG-D
164%
180%
CFLO
142%
151%
CHESP
142%
164%
CNEE
130%
186%
COCEL
109%
165%
COELBA
106%
174%
COELCE
81%
126%
COPEL-D
135%
209%
COSERN
110%
187%
CPFL PAULISTA
96%
182%
CPFL PIRATININGA
111%
159%
CPFL SANTA CRUZ
126%
134%
EDEVP
150%
166%
EFLSM
160%
178%
ELEKTRO
106%
188%
ELETROACRE
120%
152%
ELETROBRAS - ALAGOAS
124%
168%
ELETROBRÁS PIAUÍ (CEPISA)
132%
181%
ELETROBRÁS RONDÔNIA (CERON)
106%
148%
ELETROBRÁS - RORAIMA
88%
124%
ELETROCAR
133%
148%
ELETROPAULO
85%
169%
ENERGISA BO
99%
152%
ENERGISA MG
95%
181%
ENERGISA NF
120%
184%
ENERGISA PARAÍBA
111%
160%
ENERGISA SE
106%
153%
ENERSUL
77%
126%
ESCELSA
91%
165%
LIGHT SESA
91%
166%
RGE
120%
244%
Média
111%
164%
Desvio Padrão
24%
24%
Variância
0,06
0,05
VNR – Valor Novo de Reposição; CHC – Custo Histórico
Corrigido; CH – Custo Histórico
Fonte: Dados da Pesquisa
165%
142%
159%
166%
110%
106%
116%
170%
151%
164%
155%
154%
169%
191%
143%
107%
111%
111%
178%
126%
136%
137%
139%
142%
112%
199%
154%
191%
154%
144%
145%
163%
181%
183%
204%
153%
27%
0,07
129
E, nas demais empresas (28), o VNR foi maior que o CHC. Nesse caso, quando um
valor com base no VNR é maior que um com base no CHC, o prejudicado é o consumidor,
que está remunerando o investidor acima do que ele investiu anteriormente. Isso significa que
esse investidor está financiando um ativo que ainda será construído e não o ativo que está
sendo utilizado. Aqui cabe revisitar a afirmativa formulada no Capítulo 2: o VNR faz com
que os consumidores atuais estejam arcando com os custos de um bem que será adquirido
futuramente (interesse dos futuros consumidores) e não pela prestação de serviços já
realizada.
Em média, o AIS com base no VNR esteve 11% maior que o com base no CHC, ou
seja, há indícios que, em média, o investidor está recebendo valores acima da inflação, e os
consumidores desembolsando mais do que o necessário. Pelo exposto, percebe-se que a
metodologia atualmente utilizada, quando comparada à metodologia do custo histórico
corrigido, nesse caso, pelo IPCA, não conduz ao justo valor para o equilíbrio entre a
modicidade tarifária para o consumidor e o retorno adequado dos investimentos às
concessionárias. Ressalta-se mais uma vez que o VNR é mais subjetivo e de difícil
comprovação, e o CHC é de fácil utilização, auditável e menos dispendioso para sua
implantação. Todavia, ainda é prematura essa afirmação, pois há as demais variáveis a serem
analisadas, bem como os testes estatísticos que irão auxiliar na conclusão.
Também foram realizadas as proporções entre o VNR e CH e o CHC e CH. Em todas
as empresas, os valores com base no VNR e no CHC foram maiores do que os valores com
base no CH, o que era de se esperar, devido à fragilidade do método. Na média, o AIS com
base nos dois métodos são maiores que aquele com base no CH, em mais de 50%, ou seja, os
ativos a CH estão subestimados, o que comprova, mais uma vez, a importância da atualização
monetária das demonstrações contábeis. De 1996 a 2014, o IPCA acumulado é de 226,22%.
A Tabela 31, abaixo, evidencia o IRT de toda a amostra. O resultado coincide com o
da tabela anterior, em que é comparado o AIS com base no VNR e no CHC. Esse resultado já
era esperado, haja vista que a remuneração de capital e a quota de reintegração regulatória
dependem diretamente do valor do AIS. No caso do IRT, quanto menor o percentual, menor a
tarifa. Destaca-se que, na segunda revisão tarifária, das 44 empresas, somente seis tiveram
aumento de tarifas, ou seja, o IRT foi positivo (Ampla, Bragantina, Energisa BO, Energisa
NF, Escelsa e Light). Nas demais, o IRT foi negativo, provocando uma queda nas tarifas em
virtude da metodologia atualmente utilizada, ou seja, valor novo de reposição.
130
Tabela 31 - Resultado do IRT a VNR e CHC – 2º CRTP – IPCA
IRT - IPCA
VNR
CHC
AES SUL
-2,74%
0,15%
AMPLA
1,83%
5,55%
BANDEIRANTE
-9,79%
-7,73%
BRAGANTINA
2,19%
1,90%
CAIUÁ
-8,05%
-9,88%
CEEE-D
-0,39%
-6,84%
CELESC
-9,16%
-9,28%
CELG-D
-9,56% -10,41%
CELPA
-8,38%
-3,89%
CELPE
-6,16%
-4,81%
CELTINS
-7,24% -10,59%
CEMAR
-11,03% -10,48%
CEMAT
-5,91%
-1,80%
CEMIG-D
-19,68% -26,11%
CFLO
-6,60%
-8,55%
CHESP
-10,25% -15,39%
CNEE
-9,90% -11,69%
COCEL
-11,74% -12,48%
COELBA
-13,75% -14,81%
COELCE
-8,89%
-5,11%
COPEL-D
-7,49% -10,90%
COSERN
-8,04%
-9,57%
CPFL PAULISTA
-14,07% -13,55%
CPFL PIRATININGA
-13,50% -14,50%
CPFL SANTA CRUZ
-17,05% -19,08%
EDEVP
-4,77%
-7,82%
EFLSM
-14,82% -19,83%
ELEKTRO
-20,52% -21,35%
ELETROACRE
-6,94%
-9,84%
ELETROBRAS - ALAGOAS
-17,71% -20,18%
ELETROBRÁS PIAUÍ (CEPISA)
-10,33% -13,29%
ELETROBRÁS RONDÔNIA (CERON)
-19,66% -20,28%
ELETROBRÁS- RORAIMA
-20,05% -18,34%
ELETROCAR
-2,67%
-3,92%
ELETROPAULO
-8,07%
-5,53%
ENERGISA BO
6,05%
6,19%
ENERGISA MG
-7,40%
-6,72%
ENERGISA NF
11,04%
7,66%
ENERGISA PB
-14,73% -16,02%
ENERGISA SE
-14,49% -15,33%
ENERSUL
-7,76%
-1,93%
ESCELSA
4,41%
6,10%
LIGHT SESA
2,06%
4,12%
RGE
-8,11% -10,19%
Fonte: Dados da Pesquisa
Analisando a Tabela 31, percebe-se que sete empresas apresentaram o IRT positivo,
com base no CHC. O resultado é o mesmo, comparando-se com o resultado quando da
utilização do método do VNR, acrescentando-se somente a AES SUL, em que o IRT com
131
base no CHC foi de 0,15% positivo. O maior reajuste da segunda revisão tarifária foi o da
Energisa NF, 11,04%, e o menor foi o da ELEKTRO, 20,52% negativo (-20,52%). Se fosse
adotada a metodologia do CHC, a Energisa NF também apresentaria o maior reajuste, só que
em percentual menor ,7,66%, e a CEMIG-D, a maior queda de tarifa, de 26,11% (-26,11%).
As 16 empresas que apresentaram um AIS menor com base no VNR também tiveram menor
tarifa em relação ao CHC. E as demais, 28 delas, tiveram o IRT com base no VNR maior do
que o calculado com base no CHC, proporcionando o método do CHC tarifas mais baixas em
64% das empresas. Pode-se inferir que, quando o AIS com base no VNR é menor que o
calculado com base no CHC, a tarifa também será menor. E o inverso também é verdadeiro,
ou seja, AIS com base no VNR maior que o com base no CHC, a tarifa também será maior,
entretanto, em percentual, não é proporcional. A CEMIG-D, por exemplo, que apresentou um
AIS - VNR com percentual de 64% maior, teve uma queda de tarifa de aproximadamente
33%, ou seja, o IRT com base no CHC foi de 26,11% negativo e, com base no VNR, 19,68%,
também o IRT foi negativo. Na CELPA, que apresentou o menor AIS com base no VNR,
24% em relação àquele com base no CHC, quanto ao cálculo do IRT, houve uma queda de
8,38% e, quando mensurado com base no CHC, uma queda de 3,89%, ou seja, a diferença
entre os dois métodos é de mais de 115%, nesse caso.
Outro ponto importante é que o AIS não determina se o IRT será negativo ou positivo.
O que se depreende é que, dependendo do valor do AIS mensurado por meio de cada método,
haverá maior ou menor tarifa, mas não se o índice de reajuste vai ser positivo ou negativo.
Isso depende de outras variáveis, como a Parcela A (que não é gerenciável) e o montante da
empresa referência, entre outros.
Em média, as tarifas a CHC foram menores que as calculadas pelo VNR, -9,01% e 8,41%, respectivamente, ou seja, na segunda revisão tarifária, se fosse utilizado o método do
CHC, as tarifas seriam, em média, menores em 0,60% que as autorizadas a VNR, na amostra
estudada, o que representa uma diferença de 7,17%.
Quanto à variável ROE, e como explanado na metodologia, na impossibilidade de se
calcular o ROE a VNR, pois não se tem acesso às demonstrações contábeis regulatórias de
1996 a 2009, foi utilizado o ROE a CH como parâmetro, tendo em vista que as receitas
registradas na contabilidade societária são aquelas recebidas com as tarifas calculadas a VNR.
Como demonstrado no Capítulo 4, o lucro médio regulatório, em 2013, foi maior em 2% em
relação ao societário, e o patrimônio líquido médio foi maior em 9%, portanto, o retorno
regulatório está bem próximo ao societário (CH).
132
A Eletrobrás Piauí foi retirada somente dessa análise, tendo em vista que a empresa
apresentou um patrimônio líquido negativo (passivo a descoberto) e prejuízo. A Tabela 32
traz os resultados.
Como pode ser visto, cinco empresas (Enersul, Eletrobrás Alagoas, Eletrobrás
Roraima, Eletrobrás Rondônia e Celg-D) apresentaram ROE nominal negativo, tendo em vista
que, no ano da revisão, apresentaram prejuízo, mas, em trinta e oito empresas, o ROE nominal
foi positivo.
Com a atualização monetária, nas cinco empresas com ROE nominal negativo, o ROE
efetivo permaneceu negativo, mas em percentuais diferenciados. A diferença do ROE efetivo
da Enersul foi de 13,95%, passando de negativo em 6,31% (-6,31%) para negativo em 7,19%.
Já nas demais, o ROE efetivo diminui, apesar de continuar negativo. A Celg-D, por exemplo,
foi a que apresentou a maior diferença, passando de um ROE nominal negativo de 120,81% (120,81%) para -29,52%, uma diferença de 75,56%.
O maior ROE nominal encontrado foi na CPFL Piratininga, 84,23%, e, quando
corrigido pelo IPCA, o ROE passa a ser de 55,38%, uma queda na rentabilidade quando
descontada a inflação do período. O menor foi na Eletroacre, 0,08%, e, quando atualizado, ele
passa a ser negativo em 2,60% (-2,60%). Nas empresas em que o ROE nominal foi positivo,
esse, quando atualizado, passa a ser menor, com exceção do que ocorreu na CAIUÁ e CEEED. A menor diferença foi na Eletrocar, com uma queda de 6,25%, e a maior foi na
Eletropaulo, uma queda de quase 80%. A AES SUL, que apresentou um ROE nominal de
5,06%, quando atualizado, passa a ser negativo em 1,97% (-1,97%). Em média, o ROE
nominal foi de 12,37%, e o ROE efetivo, de 9,38%.
133
Tabela 32 - ROE a VNR e CHC – 2º CRTP – IPCA
ROE - IPCA
VNR
CHC
AES SUL
5,06%
-1,97%
AMPLA
16,95%
10,41%
BANDEIRANTE
16,96%
7,40%
BRAGANTINA
4,10%
1,22%
CAIUÁ
0,28%
0,71%
CEEE-D
9,98%
34,56%
CELESC
24,04%
13,81%
CELG-D
-120,81%
-29,52%
CELPA
9,07%
2,55%
CELPE
32,91%
22,70%
CELTINS
5,04%
1,83%
CEMAR
22,00%
14,73%
CEMAT
9,76%
4,54%
CEMIG-D
17,06%
15,50%
CFLO
14,45%
12,68%
CHESP
17,61%
14,48%
CNEE
17,18%
13,13%
COCEL
16,92%
11,12%
COELBA
31,78%
20,13%
COELCE
27,66%
15,26%
COPEL-D
23,34%
15,13%
COSERN
29,21%
20,11%
CPFL PAULISTA
42,12%
27,72%
CPFL PIRATININGA
84,23%
55,38%
CPFL SANTA CRUZ
31,92%
29,64%
EDEVP
5,49%
4,38%
EFLSM
21,31%
18,67%
ELEKTRO
38,72%
23,74%
0,08%
-2,60%
ELETROBRAS - ALAGOAS
-16,82%
-14,29%
ELETROBRÁS RONDÔNIA (CERON)
-95,84%
-44,97%
ELETROBRÁS- RORAIMA
ELETROACRE
-33,74%
-26,05%
ELETROCAR
22,57%
21,16%
ELETROPAULO
30,04%
6,11%
ENERGISA BO
20,70%
14,15%
ENERGISA MG
6,81%
3,05%
ENERGISA NF
21,41%
12,15%
ENERGISA PB
16,16%
10,64%
ENERGISA SE
13,87%
7,43%
ENERSUL
-6,31%
-7,19%
ESCELSA
18,24%
8,23%
LIGHT SESA
64,59%
26,48%
16,00%
9,15%
RGE
Fonte: Dados da Pesquisa
134
Mais uma vez, fica demonstrada a importância da atualização monetária, pois o
retorno nominal apresentado passa a ser inverídico, com taxas de retorno maiores do que
efetivamente o são.
Vários fatores influenciam o resultado do período e o patrimônio líquido quando
corrigidos (a maior, menor ou igual). O PL pode aumentar devido à atualização do
imobilizado como, por exemplo, diminuição pela depreciação e despesas de juros. A estrutura
patrimonial de cada empresa (proporção entre o capital próprio e de terceiros, tamanho do
imobilizado em relação ao ativo total) também interfere diretamente no resultado e no
patrimônio líquido, quando corrigidos.
Por isso, duas empresas que apresentam o mesmo lucro em determinado período,
quando corrigidos, dependendo da estrutura patrimonial de cada uma, poderão apresentar
resultados diferentes, podendo uma aumentar esse lucro e outra passar a ter prejuízo, por
exemplo. Em seguida, as análises estatísticas são realizadas.
5.2.2 Análise Estatística do 2º CRTP - IPCA
Foram calculadas as estatísticas descritivas univariadas, com o objetivo de se analisar
o comportamento de uma variável de cada vez, pelos dois métodos de mensuração: VNR e
CHC.
São elas as estatísticas descritivas: (a) média; (b) mediana; (c) desvio-padrão; (d)
assimetria; e (e) curtose. Na Tabela 33, são exibidos os resultados das estatísticas univariadas.
Tabela 33 - Estatísticas Univariadas – 2º CRTP – IPCA
Método
Média
Mediana
Desvio-padrão Assimetria
VNR
2.867.465,09 1.690.225,00
3.743.004,77
2,211
AIS
CHC
2.752.036,45 1.560.429,50
3.409.053,57
1,926
VNR
2.169.018,59 1.301.010,50
2.803.512,91
2,062
BRR
CHC
2.105.669,94 1.263.098,81
2.680.266,64
2,125
VNR
-0,084
-0,087
0,071
0,535
IRT
CHC
-0,090
-0,099
0,081
0,274
VNR
96.694,02
56.859,26
125.692,28
2,104
QRR
CHC
93.554,96
56.542,00
118.014,83
2,022
VNR
156.219,90
104.559,25
189.115,32
1,777
RC
CHC
155.423,32
96.211,52
193.982,03
2,016
VNR
0,173
0,170
0,459
1,355
ROE
CHC
-0,204
0,109
1,983
-6,560
VNR
1.415.091,27
882.897,00
1.758.739,79
2,234
VBR
CHC
1.366.061,27
782.274,60
1.585.252,60
1,594
VNR
1.436.575,86
887.309,50
1.784.843,36
2,194
VMU
CHC
1.386.324,27
796.171,38
1.614.462,18
1,614
Fonte: Dados da Pesquisa
Variável
Curtose
5,386
4,026
4,352
5,457
0,420
-0,281
4,700
4,794
2,887
4,559
11,775
43,330
6,190
2,207
5,847
2,298
135
De acordo com as estatísticas univariadas, verificou-se que:
•
Pelos métodos de mensuração, VNR e CHC, a variável IRT apresentou assimetrias
próximas a zero, indicando que essa variável possui distribuição simétrica;
•
Pelo método do CHC, a variável ROE apresentou assimetria negativa e superior a um,
indicando uma maior concentração de valores acima da média, -0,204;
•
Nas demais variáveis, por ambos os métodos, houve a identificação de valores de
assimetria positivos e superiores a 1, indicando uma maior concentração de valores
abaixo da média;
•
Em relação à variável IRT, por ambos os métodos, a mesma apresentou curtose
inferior a três, o que representa que há concentração dos dados ao redor da média (0,084 e -0,090, para os métodos VNR e CHC, respectivamente);
•
A variável RC (pelo método VNR) e as variáveis VBR e VMU (pelo método CHC)
também apresentaram curtoses inferiores a três;
•
As demais variáveis, AIS, BRR, QRR, ROE (pelos dois métodos de mensuração), RC
(CHC), VBR e VMU (VNR), apresentaram curtoses superiores a três, o que significa
que essas variáveis possuem uma distribuição mais dispersa. As mais afetadas, em
ordem decrescente, são: (a) ROE (CHC e VNR); (b) VBR (VNR); (c) VMU (VNR);
(d) BRR (CHC); (e) AIS (VNR); (f) QRR (CHC e VNR); (g) RC (CHC); (h) BRR
(VNR); (i) AIS (CHC);
•
Com exceção da variável IRT, as demais variáveis, por ambos os métodos, apresentam
desvio-padrão superior à média, o que implica em forte dispersão dos dados
analisados.
O próximo passo foi em direção à aplicação do teste de médias para verificar as diferenças
das variáveis quanto ao método de mensuração (VNR x CHC) para o ano em que ocorreu a
segunda revisão tarifária, realizando-se uma análise conjunta das empresas.
Como já citado, para a definição do teste a ser realizado, deve-se verificar se as variáveis
possuíam ou não distribuição normal. Para isso, devido ao tamanho da amostra, foi realizado
o teste de Kolmogorov-Smirnov. Na Tabela 34, são apresentados os resultados dos testes.
136
Tabela 34 - Teste de Normalidade Kolmogorov-Smirnov – 2º CRTP - IPCA
Variável
Método
Estatística
Probabilidade
VNR
0,225
0,000
AIS
CHC
0,212
0,000
VNR
0,236
0,000
BRR
CHC
0,218
0,000
VNR
0,136
0,041
IRT
CHC
0,081
0,200
VNR
0,237
0,000
QRR
CHC
0,216
0,000
VNR
0,207
0,000
RC
CHC
0,214
0,000
VNR
0,253
0,000
ROE
CHC
0,436
0,000
VNR
0,213
0,000
VBR
CHC
0,196
0,000
VNR
0,213
0,000
VMU
CHC
0,197
0,000
Fonte: Dados da Pesquisa
Segundo os resultados dos testes de Kolmogorov-Smirnov, com exceção da variável
IRT (CHC), há indícios de que as variáveis não possuem distribuição normal, visto que as
probabilidades foram inferiores ao nível de significância de 5%.
Conforme foi explicado anteriormente, não possuindo as variáveis distribuição
normal, foram aplicados testes não-paramétricos para avaliar a diferença ou não entre os
referidos métodos para cada uma das variáveis. Os resultados desses testes são apresentados a
seguir.
Tabela 35 - Resultados do teste Wilcoxon – 2º CRTP – IPCA
Variável
Estatística
Probabilidade
AIS
-0,455
0,649
BRR
-0,420
0,674
IRT
-1,470
0,141
QRR
-0,420
0,674
RC
-0,420
0,674
ROE
-3,921
0,000
VBR
-0,478
0,632
VMU
-0,478
0,632
Fonte: Dados da Pesquisa
De acordo com os resultados do teste de Wilcoxon (Tabela 35), com exceção da
variável ROE, as variáveis calculadas com base no CHC e no VNR foram consideradas
estatisticamente iguais. Com probabilidades superiores a 0,14, não foi rejeitada a hipótese
nula de igualdade entre os dois métodos analisados nas demais variáveis. Isso quer dizer que
não há diferenças significativas nas variáveis quando aplicados os métodos de mensuração
137
VNR e CHC. Cabe ressaltar que, em todas as variáveis, com exceção do ROE, segundo a
análise analítica, os valores com base no CHC foram menores do que os com base no VNR
em 64% das empresas, contribuindo a grande dispersão existente entre as empresas analisadas
para que não haja diferenças estaticamente significativas entre tais variáveis.
Todavia, em relação à variável ROE, com uma probabilidade inferior a 0,001, os
métodos CHC e VNR foram considerados estatisticamente diferentes, ou seja, rejeita-se a
hipótese nula de igualdade. De acordo com o resultado do teste de Wilcoxon, os valores do
método CHC são inferiores, em média, do que os valores do VNR. A Tabela 36 ilustra esse
fato, apresentando 86% das empresas da amostra o ROE com base no CHC menor do que os
encontrados nas demonstrações contábeis societárias. Esse resultado vem ratificar as
inferências anteriores de que a rentabilidade das empresas pode estar superestimada.
Tabela 36 - Resultado dos Postos do Teste de Wilcoxon da Variável ROE – 2º CRTP – IPCA
Variável ROE Empresas
CHC<VNR
38
CHC>VNR
6
CHC=VNR
0
Total
44
Fonte: Dados da Pesquisa
Como já exposto, devido à forte dispersão dos dados, conforme demonstrado na
análise das estatísticas univariadas, buscou-se o agrupamento das empresas em análise de
conglomerados, que tem por objetivo principal reunir as empresas semelhantes em um mesmo
grupo.
Para analisar a formação dos conglomerados, foi utilizada a análise de clusters
(conglomerados) hierárquica, que é a técnica apropriada ao tamanho da amostra, sendo a
quantidade de conglomerados definida por intermédio da análise do dendrograma (Figura 21),
que é uma síntese gráfica em que não é necessária a determinação prévia da quantidade de
grupos.
138
Figura 21 - Dendrograma – Análise de Clusters Hierárquica – 2º CRTP – IPCA
Fonte: Dados da Pesquisa
Pode-se notar, claramente, que, segundo o dendrograma, houve a formação de dois
conglomerados. O primeiro, formado por seis empresas: (a) Coelba, (b) CPFL Paulista, (c)
Copel-D, (d) Light-SESA, (e) Cemig-D e (f) Eletropaulo. O segundo, formado pelas demais
empresas, em um número de 38, não apresentando outiliers (no caso da análise de
conglomerados, seria representado pelo indivíduo que formasse um agrupamento contendo
apenas ele mesmo).
Para validar a formação dos conglomerados, passou-se à análise de clusters k-means
para verificar a capacidade de discriminação de cada uma das variáveis utilizadas quanto aos
dois métodos de mensuração.
139
Tabela 37 - Resultados da Análise de Variância – ANOVA – 2º CRTP – IPCA
Variáveis
Método
Estatística
Probabilidade
VNR
121,506
0,000
AIS
CHC
101,716
0,000
VNR
106,543
0,000
BRR
CHC
75,827
0,000
VNR
0,421
0,520
IRT
CHC
0,472
0,496
VNR
104,715
0,000
QRR
CHC
78,949
0,000
VNR
67,861
0,000
RC
CHC
43,561
0,000
VNR
1,017
0,319
ROE
CHC
0,263
0,611
VNR
81,636
0,000
VBR
CHC
69,895
0,000
VNR
86,313
0,000
VMU
CHC
72,928
0,000
Fonte: Dados da Pesquisa
De acordo com a Tabela 37, com exceção das variáveis IRT e ROE, as demais, por
ambos os métodos, apresentaram capacidade discriminativa excelente. Após a exclusão das
variáveis citadas anteriormente, verificou-se que a formação de dois conglomerados, de
acordo com a análise do dendrograma, foi adequada, ressaltando-se que as variáveis IRT e
ROE foram retiradas somente para confirmar a formação dos conglomerados.
Depois dessa formação, apresentam-se as estatísticas univariadas dos dois
conglomerados na Tabela 38.
Tabela 38 - Estatísticas Univariadas – Conglomerado 1 – 2º CRTP – IPCA
Variável Método
Média
Mediana
Desvio-padrão Assimetria Curtose
VNR
10.894.891,50 9.595.677,00
3.789.823,42
1,281
1,042
AIS
CHC
9.887.134,17 9.225.453,00
3.190.965,38
1,156
1,029
VNR
8.075.966,50 7.388.984,50
2.838.822,37
0,557
-1,657
BRR
CHC
7.454.906,48 6.580.224,75
3.049.683,00
1,271
1,211
VNR
-0,102
-0,109
0,075
0,638
0,689
IRT
CHC
-0,111
-0,122
0,101
0,087
0,920
VNR
360.874,11
322.072,48
129.111,10
0,838
-0,808
QRR
CHC
330.764,87
303.449,25
126.541,36
1,238
1,315
VNR
525.996,39
544.748,17
199.020,45
-0,137
-2,811
RC
CHC
499.770,35
397.434,20
251.956,59
0,665
-1,445
VNR
0,348
0,309
0,168
1,225
1,623
ROE
CHC
0,185
0,178
0,081
-0,390
-0,443
VNR
4.970.535,67 4.585.535,00
2.020.610,25
1,504
2,604
VBR
CHC
4.483.085,59 4.675.764,30
1.459.274,94
-0,117
-1,443
VNR
5.078.467,67 4.695.918,00
1.989.373,46
1,447
2,449
VMU
CHC
4.585.854,82 4.717.863,90
1.469.673,72
-0,015
-1,502
Fonte: Dados da Pesquisa
140
Analisando-se as estatísticas univariadas do conglomerado 1, que contém as seis empresas
já citadas acima, observa-se que:
•
Nenhuma variável, pelos dois métodos de mensuração, apresentou curtose superior a
três, em módulo, o que indica que os valores estão concentrados ao redor da média, ou
seja, apresentam uma distribuição com baixa dispersão (resultado bem divergente da
análise conjunta);
•
Confirmando uma distribuição com baixa dispersão, nenhuma variável apresentou
desvio-padrão superior à média;
•
A variável RC - VNR e as variáveis ROE, VBR e VMU - CHC apresentaram
assimetria negativa, isto é, há concentração de valores acima da média;
•
No demais casos, as variáveis apresentaram assimetrias positivas.
Após a análise da estatística descritiva, fica clara a baixa dispersão dos dados no
conglomerado 1, o que não aconteceu na análise conjunta das 44 empresas. Dessa forma,
verifica-se que a segregação em conglomerados foi necessária para evitar que grupos com
comportamentos heterogêneos afetem o comportamento das variáveis, induzindo a um viés na
análise realizada. A análise dos conglomerados serve de confirmação do comportamento
identificado na análise conjunta. Na continuação, passa-se à análise dos resultados dos testes
de Wilcoxon de acordo com a Tabela 39.
Tabela 39 - Resultados do teste Wilcoxon – Conglomerado 1 – 2º CRTP – IPCA
Variável
Estatística
Probabilidade
AIS
-0,524
0,600
BRR
-0,314
0,753
IRT
-0,524
0,600
QRR
-0,314
0,753
RC
-0,314
0,753
ROE
-2,201
0,028
VBR
-0,314
0,753
VMU
-0,314
0,753
Fonte: Dados da Pesquisa
Para o primeiro conglomerado, apenas a variável ROE apresentou probabilidade
inferior a 0,05 pelo teste de Wilcoxon, ou seja, há diferença estatisticamente significativa
entre os métodos VNR e CHC, ocorrendo, de igual modo, na análise conjunta. As demais
variáveis foram consideradas estatisticamente iguais, não sendo rejeitada a hipótese nula do
teste de Wilcoxon.
141
Vale ressaltar que, das seis empresas que compõem esse conglomerado, entre todas as
variáveis, com exceção do ROE, três apresentaram, segundo a análise analítica, valores com
base no CHC menores do que os valores com base no VNR (Cemig-D; Coelba e Copel), e três
(CPFL Paulista; Eletropaulo e Light SESA), o contrário. Quanto à variável ROE, todas as
empresas apresentaram valores com base no CHC menor do que os com base no VNR.
A seguir, procede-se à análise do segundo conglomerado, que contém as 38 empresas.
Tabela 40 - Estatísticas Univariadas – Conglomerado 2 – 2º CRTP – IPCA
Variável Método
Média
Mediana
Desvio-padrão Assimetria Curtose
VNR
1.599.976,71 1.210.892,00
1.497.153,77
0,730
-0,568
AIS
CHC
1.625.442,08
962.944,00
1.603.472,62
0,785
-0,495
VNR
1.236.342,61
764.354,50
1.222.138,87
0,892
-0,082
BRR
CHC
1.261.053,64
632.828,03
1.311.153,02
0,994
0,312
VNR
-0,081
-0,082
0,071
0,551
0,580
IRT
CHC
-0,087
-0,097
0,078
0,396
-0,374
VNR
54.981,37
34.270,78
54.803,00
0,945
0,032
QRR
CHC
56.100,76
29.644,32
58.794,35
1,035
0,354
VNR
97.834,14
52.548,35
102.652,16
1,313
2,006
RC
CHC
101.052,73
45.257,71
113.525,11
1,551
3,218
VNR
0,145
0,165
0,485
1,495 11,368
ROE
CHC
-0,265
0,098
2,130
-6,100 37,455
VNR
853.705,32
646.577,50
818.185,62
0,967
0,443
VBR
CHC
873.899,53
550.902,27
899.146,27
1,151
1,159
VNR
861.540,32
658.622,50
822.817,13
0,952
0,384
VMU
CHC
881.135,23
558.160,68
902.834,94
1,136
1,101
Fonte: Dados da Pesquisa
De acordo com as estatísticas univariadas do conglomerado 2 (Tabela 40), verificou-se que:
•
A variável ROE, por ambos os métodos de mensuração, apresentou curtose superior a
três, bem como a variável RC - CHC. Essas variáveis demonstraram possuir
distribuição com grande dispersão dos dados;
•
Ainda sobre a variável ROE, os desvios-padrão pelos dois métodos foram bastante
superiores à média, confirmando a dispersão dos dados;
•
A variável RC –VNR e as demais variáveis, pelos dois métodos, apresentaram
curtoses inferiores a três, indicando concentração de dados ao redor da média das
respectivas variáveis;
•
Com exceção da variável ROE - CHC, as demais variáveis apresentaram assimetria
positiva, indicando uma concentração de dados abaixo da média.
Portanto, em comparação com a análise conjunta, a dispersão dos dados das 38
empresas diminuiu bastante, com exceção da variável ROE, pelos dois métodos, e a variável
142
RC – CHC, que continuaram apresentando curtose superior a três. Quanto ao desvio-padrão,
somente a variável ROE continuou apresentando dispersão dos dados, por qualquer um dos
métodos, resultado bastante diverso da análise conjunta, em que somente a variável IRT
apresentou desvio-padrão abaixo da média. Como na análise conjunta, a variável ROE – CHC
continuou apresentando assimetria negativa e acima de 1, o que demonstra que os valores
estão mais concentrados acima da média (-0,265).
Na sequência na Tabela 41, são apresentados os resultados do teste de Wilcoxon para
as empresas do segundo conglomerado.
Tabela 41 - Resultados do teste Wilcoxon – Conglomerado 2 – 2º CRTP – IPCA
Variável
Estatística
Probabilidade
AIS
-0,558
0,577
BRR
-0,558
0,577
IRT
-1,414
0,157
QRR
-0,558
0,577
RC
-0,558
0,577
ROE
-3,343
0,001
VBR
-0,573
0,567
VMU
-0,573
0,567
Fonte: Dados da Pesquisa
Novamente, considerando-se os resultados do teste de Wilcoxon, verificou-se que
somente a variável ROE apresentou probabilidade inferior a 0,05, ou seja, foi rejeitada a
hipótese nula de que os métodos VNR e CHC são estatisticamente iguais e, ainda, que há
diferenças significativas entre os métodos para a variável ROE. As demais variáveis, com
probabilidade superior a 0,05, são consideradas estatisticamente iguais, não tendo sido
rejeitada a hipótese nula.
Esse conglomerado é composto por 38 empresas, apresentando vinte e cinco delas
(66%) valores com base no CHC inferiores aos com base no VNR para todas as variáveis,
com exceção do ROE, com base na análise analítica. Analisando-se a variável ROE, esse
número aumenta para trinta e duas empresas (84%), não havendo, portanto, alteração nos
resultados gerais entre a análise conjunta (44 empresas) e por conglomerados (6 e 38).
5.2.3 Análises e Resultados Sintéticos da Atualização Monetária pelo IGP-M – 2º CRTP
Como já citado, os dados coletados também foram atualizados monetariamente pelo
IGP-M, seguindo os mesmos procedimentos adotados quando da atualização do IPCA.
143
O valor acumulado do IGP-M ao longo do tempo, conforme já demonstrado, é maior
que o IPCA. Este estudo defende a utilização do IPCA para os reajustes das tarifas de energia,
por ser o índice oficial da inflação brasileira e, portanto, mais justo para ambas as partes. De
1996 a 2014, o IGP-M acumulado é de 350,46%, ou seja, mais de 50% superior em relação ao
IPCA, salientando-se que, nos dois últimos anos, o IGP-M foi menor que o IPCA. Ainda, é
importante ressaltar que somente os dados referentes ao CHC é que foram alterados.
Após todos os cálculos realizados, verificou-se que, nesse caso, a situação se inverte.
De modo geral, os valores do AIS com base no VNR foram menores que os com base no
CHC em 66% das empresas (29). Em média, o AIS com base no VNR esteve 4% menor do
que o com base no CHC-IGP-M. Levando-se em consideração que o índice acumulado de
1996 a 2009 é quase 60% superior quando comparado ao IPCA acumulado no mesmo
período, pode-se inferir que os ativos mensurados com base no VNR apresentam indícios de
que podem estar superestimados, independentemente, do índice de inflação, o que contribui
para tarifas mais altas, podendo evidenciar que esse não seja o justo valor a ser mensurado
para os consumidores.
Vale ressaltar que, independentemente, do índice de inflação utilizado para atualização
do AIS, em quinze empresas (34%), ou seja, em um pouco mais de 1/3 da amostra, o AIS com
base no CHC atualizado por qualquer um dos dois índices é menor que o com base no VNR,
sugerindo que os investidores estão sendo remunerados pelos investimentos acima da inflação
(independentemente, do índice) e, por consequência, tarifas mais altas para os consumidores.
Esse resultado vem de encontro ao argumento de que os ativos no futuro serão mais “baratos”
devido à inovação tecnológica, por exemplo.
Em dezesseis empresas (36%), o valor com base no VNR é menor do que o com base
no CHC atualizado por qualquer um dos índices de inflação. Nessas empresas, os investidores
estão sendo prejudicados, pois estão recebendo aquém do que investiram, desestimulando a
realização de novos empreendimentos. Nesse caso, um dos motivos pode ser a inovação
tecnológica, ou, ainda, como discutido na revisão conceitual, a grande volatilidade das
commodities que compõem a maioria dos insumos do setor, e também que, no momento do
laudo de avaliação, os valores podem estar aquém do investido. No Figura 22, a seguir, são
apresentadas as empresas, cujos resultados não se alteram, independentemente do índice de
inflação.
144
Independentemente do índice de inflação utilizado
AIS - VNR > CHC
AIS - VNR < CHC
CAIUÁ-D
AES SUL
CEEE-D
AMPLA
CELTINS
BANDEIRANTE
CEMIG-D
CELPA
CFLO
CELPE
CHESP
CEMAR
CNEE
CEMAT
COPEL-D
COELCE
CPFL SANTA CRUZ
CPFL PAULISTA
EDEVP
ELETROBRÁS - RR
EFLSM
ELETROPAULO
ELETROACRE
ENERGISA BO
ELETROBRAS - AL
ENERGISA MG
ELETROBRÁS - PI
ENERSUL
ELETROCAR
ESCELSA
LIGHT SESA
Figura 22 - Relação das empresas, cujos resultados não se alteram, independentemente, do índice de
inflação 2º CRTP
Fonte: Dados da Pesquisa
No restante das empresas, treze (30%), o AIS com base no VNR, quando comparado
com base no CHC – IPCA é maior do que quando atualizado pelo IGP-M. Em todas as treze
empresas, quando da atualização pelo IGP-M, o resultado se inverte, passando o VNR a ser
menor que o CHC, conforme exposto na Tabela 42.
Tabela 42 - Resultados Alterados em Virtude do Índice de Inflação Utilizado – 2º CRTP
Empresas
VNR < CHC - IGP-M VNR > CHC - IPCA
BRAGANTINA
92%
102%
CELESC
79%
101%
CELG-D
84%
108%
COCEL
90%
109%
COELBA
85%
106%
COSERN
88%
110%
CPFL PIRATININGA
99%
111%
ELEKTRO
85%
106%
ELETROBRÁS - RO
94%
106%
ENERGISA NF
99%
120%
ENERGISA PARAÍBA
93%
111%
ENERGISA SE
89%
106%
RGE
84%
120%
Fonte: Dados da Pesquisa
Quanto ao IRT, as 29 empresas que apresentaram um AIS menor com base no VNR
também tiveram menor tarifa em relação ao CHC. E, nas demais, 15 delas, o IRT com base no
VNR foi maior do que o calculado a CHC. O método do CHC – IGP-M proporcionou tarifas
145
mais baixas em 34% das empresas, mas, pelo IPCA, o percentual foi bem maior em 64% das
empresas.
Em média, as tarifas com base no CHC foram maiores que as calculadas pelo VNR, 6,22% e -8,40%, respectivamente, ou seja, na segunda revisão tarifária, se fosse utilizado o
método do CHC – IGP-M, as tarifas seriam em média maiores em 26% em relação às
autorizadas com base no VNR, na amostra estudada. Portanto, tais evidências levam a
resultados opostos: enquanto a atualização pelo IPCA proporciona tarifas mais baixas, pelo
IGP-M apresentaram tarifas maiores. Pode-se dizer, mais uma vez, que o reajuste das tarifas
pelo IGP-M parece ser inadequado.
Já a variável ROE apresentou o mesmo resultado quando atualizado pelo IPCA, mas,
evidentemente, com percentuais diferentes. A média do ROE efetivo foi de 9,38% pelo IPCA,
passando a 8,09% pelo IGP-M, ou seja, o retorno pelo IGP-M é menor, com desvios médios
de 11,55%, para o IPCA e 10,71%, para o IGP-M. Mais uma vez, isso ocorre pela diferença
de percentuais entre os índices.
Pode-se inferir, portanto, que as distribuidoras, em sua maioria, estão apresentando um
retorno favorável, com exceção das empresas que evidenciaram um ROE negativo, tanto
nominal quanto real. Destaca-se, porém, que, devido à não atualização das demonstrações
contábeis, o retorno das empresas está superestimado, mas, mesmo assim, após os efeitos da
inflação, grande parte continua com retorno positivo.
As estatísticas univariadas e os testes de normalidade para definir a técnica a ser
utilizada foram praticamente iguais aos resultados quando da atualização do IPCA. Com esse
resultado, também foi aplicado o teste de Wilcoxon, para avaliar a diferença ou não entre as
variáveis para cada um dos métodos. Os resultados de tais testes são apresentados a seguir, na
Tabela 43.
Tabela 43 - Resultados do teste Wilcoxon – 2º CRTP – IGP-M
Variável
Estatística
Probabilidade
AIS
-2,941
0,003
BRR
-2,964
0,003
IRT
-2,567
0,010
QRR
-2,999
0,003
RC
-3,104
0,002
ROE
-3,910
0,000
VBR
-2,999
0,003
VMU
-2,976
0,003
Fonte: Dados da pesquisa
146
Segundo os resultados do teste de Wilcoxon, as variáveis calculadas por intermédio do
CHC e do VNR foram consideradas estatisticamente diferentes. Com probabilidades
inferiores a 0,05, foi rejeitada a hipótese nula de igualdade entre os dois métodos em todas as
variáveis. Esses resultados são divergentes dos encontrados quando dos dados atualizados
com o IPCA, em que somente a variável ROE foi considerada estatisticamente diferente. Isso
se deve às diferenças percentuais entre os índices ao longo dos anos. Enquanto o IPCA mede
a variação dos preços no comércio para o consumidor, o IGP-M reflete a variação de preços
na economia, em geral. Como já comentado, esta tese defende a utilização do IPCA também
para as tarifas de energia, por entender que é o consumidor que arca com os custos das
concessionárias, e que esse é o índice oficial da inflação no Brasil.
De acordo com o teste de Wilcoxon, observou-se que:
•
As variáveis AIS, BRR, IRT, QRR, RC, VBR e VMU, mensuradas de acordo com o
modelo CHC, apresentaram em média, valores maiores do que os obtidos pelo modelo
VNR;
•
Apenas a variável ROE mensurada a partir do modelo CHC, em média, apresentou
valor menor do que o obtido pelo modelo VNR.
Cabe ressaltar que todas as variáveis, com exceção do ROE, apresentaram valores com
base no CHC maiores do que aqueles com base no VNR em 66% das empresas, com
diferenças significativas na média. Em comparação com o resultado, após a atualização pelo
IPCA, o resultado foi oposto, visto que 64% das empresas apresentaram valores com base no
CHC menores do que aqueles com base no VNR, tendo sido os métodos, segundo o teste de
comparação de média, estatisticamente iguais.
Já para a variável ROE, verificou-se resultado similar quando atualizado pelo IPCA,
ou seja, 86% das empresas da amostra apresentaram o ROE com base no CHC menores do
que os encontrados nas demonstrações contábeis societárias, ou seja, o retorno é aquém do
que está sendo evidenciado pela contabilidade a custo histórico. Em outras palavras, a
rentabilidade das empresas apresentadas nas informações financeiras não representa a
realidade, tendo em vista que não foi descontada a inflação do período evidenciado.
Como realizado na atualização pelo IPCA, após a análise individual, buscou-se o
agrupamento das empresas analisadas em conglomerados, visto que as mesmas continuaram
apresentando forte dispersão dos dados. Os mesmos procedimentos foram adotados e os
resultados foram os mesmos, ou seja, a formação de dois conglomerados com as mesmas
147
empresas quando da análise do IPCA. Na sequência, passa-se à análise dos resultados obtidos
pelos testes de Wilcoxon para o primeiro conglomerado, conforme exposto na Tabela 44.
Tabela 44 - Resultados do teste de Wilcoxon – Conglomerado 1 – 2º CRTP – IGP-M
Variável
Estatística
Probabilidade
AIS
-0,943
0,345
BRR
-0,943
0,345
IRT
-1,153
0,249
QRR
-0,943
0,345
RC
-1,153
0,249
ROE
-2,201
0,028
VBR
-0,734
0,463
VMU
-0,734
0,463
Fonte: Dados da Pesquisa
Analisando-se os resultados do teste de Wilcoxon, verificou-se que somente a variável
ROE apresentou probabilidade inferior a 0,05, ou seja, foi rejeitada a hipótese nula de que os
valores com base no VNR e CHC são estatisticamente iguais.
Em sentido contrário ao que ocorreu na análise conjunta, pode ser observado que, para
as empresas que compuseram o primeiro conglomerado, não houve diferença significativa, ao
nível de 5%, entre os valores com base no VNR e CHC, para todas as variáveis, com exceção
do ROE. O mesmo resultado foi encontrado quando da análise do IPCA para o conglomerado
1.
Uma justificativa para esse resultado pode ser em decorrência de esse conglomerado
ser composto pelas maiores empresas do setor, se analisadas pelo tamanho do ativo
imobilizado. Essas seis empresas possuem os maiores montantes no AIS, com valores entre 6
e 17 bilhões, em ambos os métodos.
A seguir, na Tabela 45, demonstram-se os resultados do teste de Wilcoxon em relação
ao conglomerado 2, o qual é composto de 38 empresas.
Tabela 45 - Resultados do teste Wilcoxon – Conglomerado 2 – 2º CRTP – IGP-M
Variável
Estatística
Probabilidade
AIS
-2,864
0,004
BRR
-2,908
0,004
IRT
-2,284
0,022
QRR
-2,937
0,003
RC
-3,024
0,002
ROE
-3,328
0,001
VBR
-2,937
0,003
VMU
-2,908
0,004
Fonte: Dados da Pesquisa
De igual modo ao ocorrido na análise conjunta, nenhuma variável apresentou, pelo
teste de Wilcoxon, probabilidade superior a 0,03, isto é, há diferença estatisticamente
148
significativa entre os métodos VNR e CHC. Treze empresas (34%) apresentaram valores com
base no CHC menores do que os valores com base no VNR.
Um dos motivos para a divergência do resultado dos conglomerados 1 e 2, quando do
índice atualizado pelo IGP-M, pode ser em virtude do porte das empresas que compõem o
conglomerado 1, como já citado.
5.3 Apresentação e Discussão dos Resultados do 3º CRTP
Os resultados encontrados no 3º CRTP são apresentados nas próximas três subseções.
Os procedimentos seguem os mesmos quando da análise do 2º CRTP. Em primeiro lugar, é
realizada uma abordagem analítica dos dados atualizados pelo IPCA, seguida da análise
estatística. E a terceira subseção é destinada a expor os resultados sintéticos após a atualização
pelo IGP-M.
5.3.1 Abordagem Analítica do 3º CRTP - IPCA
Como realizado no 2º CRTP, esta seção é destinada a expor os resultados analíticos do
terceiro ciclo após a aplicação do modelo de atualização monetária pelo IPCA e dos demais
procedimentos já detalhados anteriormente.
Vale destacar que o 3º CRTP foi realizado entre 2011 e 2014, ou seja, após a
convergência às normas internacionais de contabilidade – IFRS. Como demonstrado no
capítulo 4, na contabilidade societária, o imobilizado passa a ser segregado em Ativos
Financeiro e Intangível, permanecendo o imobilizado somente na contabilidade regulatória.
Das 44 empresas que fazem parte da amostra do 2º CRTP, foram retiradas três (Caiuá-D;
EDEVP e Eletrocar) por indisponibilidade de alguns dados.
Assim, essa é diferença em relação ao 2º CRTP. O Ativo Financeiro é atualizado na
contabilidade societária pelo IGP-M e revisto trimestralmente, portanto, não foi atualizado
pelo modelo. O ativo intangível foi atualizado monetariamente pelo IPCA e, no ano da
revisão, o valor encontrado foi adicionado ao ativo financeiro para a comparação com o VNR,
149
o mesmo ocorrendo com o ativo intangível a CH. As diferenças percentuais existentes entre
os valores encontrados pelos três métodos de mensuração estão expostas na Tabela 46.
Tabela 46 - Ativo Imobilizado em Serviço – AIS – 3º CRTP – IPCA
AIS (IPCA) - 3º CRTP
VNR/CHC VNR/CH CHC/CH
AES SUL
195%
204%
95%
AMPLA
135%
169%
80%
BANDEIRANTE
185%
202%
92%
BRAGANTINA
134%
144%
93%
CEEE-D
147%
185%
126%
CELESC
105%
216%
206%
CELG-D
107%
180%
168%
CELPA
100%
152%
66%
CELPE
141%
169%
83%
CELTINS
116%
173%
148%
CEMAR
142%
156%
91%
CEMAT
119%
159%
75%
CEMIG-D
169%
220%
130%
CFLO
140%
167%
119%
CHESP
100%
126%
126%
CNEE
127%
138%
92%
COCEL
142%
163%
87%
COELBA
120%
222%
185%
COELCE
152%
169%
89%
COPEL
127%
211%
166%
COSERN
121%
226%
187%
CPFL PIRATININGA
115%
172%
149%
CPFL PAULISTA
100%
206%
205%
CPFL SANTA CRUZ
114%
137%
120%
ELETROPAULO
201%
241%
83%
ELEKTRO
123%
266%
215%
ELETROACRE
109%
138%
126%
ELETROALAGOAS
118%
162%
137%
ELETROPIAUÍ
138%
186%
135%
ELETROBRÁS RONDONIA
114%
133%
86%
ELETROBRÁS RORAIMA
122%
137%
89%
ELFSM
141%
172%
122%
ENERGISA EBO
133%
160%
83%
ENERGISA MG
202%
208%
97%
ENERGISA NF
128%
161%
79%
ENERGISA PB
101%
156%
154%
ENERGISA SE
151%
161%
94%
ENERSUL
157%
194%
81%
ESCELSA
163%
190%
86%
LIGHT
168%
197%
85%
RGE
136%
174%
78%
Média
102%
165%
164%
Desvio Padrão
23%
37%
31%
Variância
0,05
0,14
0,09
VNR – Valor Novo de Reposição; CHC – Custo Histórico
Corrigido; CH – Custo Histórico
Fonte: Dados da Pesquisa
150
Como pode ser observado, mais uma vez, os valores são bem diversos. Analisando as
diferenças entre o VNR/CHC para a variável AIS, o resultado mais próximo entre os dois
métodos é encontrado na Chesp e na CPFL Paulista, em que o AIS com base no VNR é maior
em 0,31% e 0,41%, respectivamente. Por isso, na Tabela 46 essas duas empresas apresentam
100%, mas quando as casas decimais são analisadas o VNR é maior que o CHC.
A CEMIG e a CEEE-D tiveram o maior percentual do VNR/CHC, 69% e 47%,
respectivamente, maior que o AIS com base no CHC, demonstrando que os ativos podem
estar superestimados. Esse resultado é semelhante ao encontrado no 2º CRTP, estando a
diferença no percentual, que foi de 64% nas duas empresas. A CELPA, como ocorreu no ciclo
anterior, apresentou o menor percentual, 34% menor que o CHC. A diferença se deu no
percentual que, no 2º CRTP foi 24%, portanto, está ainda mais subestimado.
De modo geral, as mensurações com base no VNR foram menores do que as com base
no CHC em 22 empresas, já no 2º CRTP isso ocorreu em 16 empresas. O número de empresas
pode ter aumentado devido ao ativo financeiro que é atualizado pelo IGP-M, diferentemente
do que ocorria antes da convergência. Em média, o AIS com base no VNR esteve 2% maior
que o com base no CHC. No ciclo anterior, a média foi de 11%. Ainda que a diferença
percentual entre os métodos tenha sido menor, as empresas ainda continuam sendo
prejudicadas e/ou favorecidas.
Também foram realizadas as proporções entre o VNR e CH e o CHC e CH. Os
resultados são os iguais aos encontrados no 2º CRTP. Na média, o AIS com base nos dois
métodos são maiores que aquele com base no CH, em mais de 50%.
A Tabela 47 evidencia o IRT de toda a amostra. Diferentemente, da segunda revisão
tarifária, em que somente 14% tiveram aumento de tarifas, no 3º CRTP, das 41 empresas
analisadas, 46% tiveram esse aumento, ou seja, o IRT foi positivo a VNR.
151
Tabela 47 - Resultado do IRT a VNR e CHC – 3º CRTP – IPCA
IRT (IPCA) - 3º CICLO
VNR
CHC
AES SUL
4,49%
5,12%
AMPLA
-3,49%
1,73%
BANDEIRANTE
-2,22%
-1,34%
BRAGANTINA
2,34%
2,84%
CEEE-D
2,95%
-0,39%
CELESC
3,99%
3,53%
CELG-D
1,32%
0,60%
CELPA
8,18%
15,21%
CELPE
1,61%
4,44%
CELTINS
-6,71%
-7,90%
CEMAR
-4,94%
-2,67%
CEMAT
-3,31%
1,78%
CEMIG-D
0,47%
-5,59%
CFLO
10,12%
8,78%
CHESP
2,58%
2,54%
CNEE
7,34%
7,95%
COCEL
1,11%
2,01%
COELBA
-5,91%
-8,78%
COELCE
-5,97%
-4,44%
COPEL-D
-0,11%
-2,04%
COSERN
4,11%
1,69%
CPFL PAULISTA
4,53%
4,48%
-4,45%
-5,56%
CPFL PIRATININGA
CPFL SANTA CRUZ
4,36%
3,39%
EFLSM
-0,86%
-4,68%
ELEKTRO
-2,61%
-4,87%
ELETROACRE
-5,88%
-7,02%
ELETROBRAS - ALAGOAS
-1,86%
-3,69%
ELETROBRÁS PIAUÍ (CEPISA)
-12,59%
-14,42%
ELETROBRÁS RONDÔNIA (CERON)
-14,89%
-13,69%
-7,60%
-6,18%
ELETROBRÁS- RORAIMA
ELETROPAULO
-5,76%
-4,06%
ENERGISA BO
-1,91%
-0,30%
ENERGISA MG
1,65%
1,94%
ENERGISA NF
-3,10%
0,00%
ENERGISA PB
-4,59%
-4,78%
ENERGISA SE
4,61%
5,58%
ENERSUL
-6,93%
-3,16%
ESCELSA
1,32%
3,80%
LIGHT SESA
RGE
Fonte: Dados da Pesquisa
2,46%
5,89%
-10,66%
-7,43%
152
Analisando a Tabela 47, o maior reajuste do 3º CRTP foi o da CFLO, 10,12%, e o
menor foi o da Eletrobrás Rondônia, negativo em 14,89% (-14,89%). Se fosse adotada a
metodologia do CHC, a Celpa apresentaria o maior reajuste, 15,21%, e a Eletrobrás Piauí, a
maior queda de tarifa, de 14,42%.
As 22 empresas que apresentaram um AIS menor com base no VNR também tiveram
menor tarifa em relação ao CHC. E as demais, 19 delas, tiveram o IRT com base no VNR
maior do que o calculado com base no CHC, proporcionando o método do CHC tarifas mais
baixas em 46% das empresas.
Como já citado, o AIS não determina se o IRT será negativo ou positivo. O que se
depreende é que, dependendo do valor do AIS mensurado por meio de cada método, haverá
maior ou menor tarifa, mas não se o índice de reajuste vai ser positivo ou negativo. Isso
depende de outras variáveis, como a Parcela A (que não é gerenciável) e o montante da
empresa referência, entre outros.
Ao contrário do que ocorreu no 2º CRTP, as tarifas pelo VNR, em média, foram
menores que as calculadas pelo CHC, -1,14% e -0,72%, respectivamente, ou seja, no 3º
CRTP, se fosse utilizado o método do CHC, as tarifas seriam, em média, maiores em 0,42%.
No ciclo anterior, as tarifas foram maiores, em média, 0,65%, pelo método do VNR.
A última variável analisada analiticamente foi o ROE. As empresas Celg-D e
Eletrobrás Roraima foram retiradas dessa análise, tendo em vista que apresentaram um
patrimônio líquido negativo (passivo a descoberto) e prejuízo. A Tabela 48 demonstra os
resultados.
Como visto, oito empresas (CEEE-D, Celpa, Cemat, Eletroacre, Eletrobrás Alagoas,
Eletrobrás Piauí, Eletrobrás Rondônia, e Enersul) apresentaram ROE nominal negativo, tendo
em vista que, no ano da revisão, apresentaram prejuízo, e, em trinta e uma empresas, o ROE
nominal foi positivo.
Com a atualização monetária, nas oito empresas com ROE nominal negativo, o ROE
efetivo permaneceu negativo, mas em percentuais diferenciados. A diferença do ROE efetivo
da Enersul foi de quase 300%, passando de negativo em 1,56% para negativo em 6,08%. A
Eletroacre passou de um ROE nominal negativo de 219% para -108%, uma diferença de um
pouco mais de 100%.
153
Tabela 48 - ROE a VNR e CHC - 3º CRTP - IPCA
ROE (IPCA) - 3º CICLO
VNR
CHC
AES SUL
26,52%
11,53%
AMPLA
22,34%
11,29%
BANDEIRANTE
34,14%
18,74%
BRAGANTINA
6,25%
3,73%
CEEE-D
-14,20%
-19,39%
CELESC
7,36%
-15,47%
CELPA
-6,67%
-7,18%
CELPE
0,84%
-4,02%
CELTINS
5,63%
1,07%
CEMAR
21,73%
14,73%
CEMAT
-3,31%
-5,37%
CEMIG-D
5,91%
-0,33%
CFLO
10,85%
3,13%
CHESP
6,68%
2,06%
CNEE
18,68%
7,97%
COCEL
12,97%
6,73%
COELBA
30,44%
17,34%
COELCE
26,33%
15,24%
COPEL-D
15,11%
5,84%
COSERN
32,72%
22,16%
CPFL PAULISTA
51,24%
22,24%
CPFL PIRATININGA
109,90%
60,01%
CPFL SANTA CRUZ
34,69%
26,83%
EFLSM
15,63%
8,32%
ELEKTRO
26,96%
13,76%
-219,00%
-108,00%
-32,10%
-26,87%
ELETROBRÁS - PIAUÍ
-192,21%
-53,13%
ELETROBRÁS RONDÔNIA (CERON)
-122,41%
-95,01%
ELETROPAULO
63,63%
23,80%
ENERGISA BO
28,58%
20,60%
ENERGISA MG
25,55%
7,06%
ENERGISA NF
11,50%
1,12%
ENERGISA PB
27,85%
20,19%
ENERGISA SE
12,32%
6,92%
ENERSUL
-1,56%
-6,08%
ESCELSA
22,14%
7,82%
LIGHT SESA
12,76%
1,90%
RGE
Fonte: Dados da Pesquisa
24,07%
13,62%
ELETROACRE
ELETROBRÁS - ALAGOAS
154
Como ocorreu no segundo ciclo, o maior ROE nominal encontrado no 3º CRTP foi na
CPFL Piratininga, 109,90%, e, quando corrigido pelo IPCA, o ROE passa a ser de 60,01%,
uma queda na rentabilidade quando descontada a inflação do período, que era em torno de
45%.
O menor ROE nominal positivo foi na Celpe, 0,84%, e, quando atualizado, ele passa a
ser negativo em 4,02%. Nas 31 empresas em que o ROE nominal foi positivo, quando
atualizado, esse passa a ser menor. Em média, o ROE nominal foi de 4,10%, e o ROE efetivo,
de 0,89%. Mais uma vez, fica demonstrada a importância da atualização monetária, pois o
retorno nominal apresentado passa a ser inverídico, com taxas de retorno maiores do que
efetivamente o são.
5.3.2 Análise Estatística do 3º CRTP - IPCA
Da mesma forma que o exposto acerca do 2º CRTP, esta subseção é destinada a expor
os resultados estatísticos do terceiro ciclo, com a atualização monetária pelo IPCA e dos
demais procedimentos já detalhados anteriormente. Na Tabela 49, são expostos os resultados
das estatísticas univariadas.
Tabela 49 - Estatística Univariada - 3º CRTP – IPCA
Método
Média
Mediana
Desvio-padrão Assimetria
VNR
4.410.011,05 3.262.913,00
5.281.830,97
2,037
AIS
CHC
4.328.954,71 2.834.175,00
4.751.494,52
1,509
VNR
2.976.770,32 2.338.349,00
3.528.757,60
1,837
BRR
CHC
2.962.856,12 2.208.025,00
3.382.045,75
1,708
VNR
-0,011
-0,008
0,003
-0,319
IRT
CHC
-0,007
0,003
0,060
0,007
VNR
114.030,61
92.862,00
135.203,31
1,834
QRR
CHC
113.653,02
81.821,00
129.959,90
1,694
VNR
158.745,54
127.271,00
178.080,88
1,600
RC
CHC
162.683,24
126.827,00
188.453,54
1,943
VNR
0,062
0,156
0,581
-2,639
ROE
CHC
0,039
0,071
0,326
-1,386
VNR
2.030.960,63 1.513.621,00
2.215.092,55
1,843
VBR
CHC
2.026.092,56 1.314.735,00
2.037.956,54
1,149
VNR
2.046.534,39 1.515.374,00
2.233.156,62
1,836
VMU
CHC
2.041.726,59 1.316.258,00
2.058.596,67
1,168
Fonte: Dados da Pesquisa
Variável
Curtose
4,712
1,878
3,444
2,983
-0,034
0,450
3,445
2,860
2,587
4,842
8,291
4,852
4,181
0,679
4,103
0,761
De acordo com as estatísticas univariadas, em relação aos dados atualizados
monetariamente a partir do IPCA, constatou-se que:
155
•
Pelos métodos de mensuração, VNR e CHC, a variável IRT apresentou assimetria
próxima a zero, indicando que essa variável possui distribuição simétrica;
•
Os métodos VNR e CHC, na variável ROE, apresentaram assimetria negativa e
superior a um, indicando uma maior concentração de valores acima da média;
•
Nas demais variáveis, em ambos os métodos, houve a identificação de valores de
assimetria positivos e superiores a 1, indicando uma maior concentração de valores
abaixo da média;
•
Os métodos VNR (variáveis IRT, RC) e CHC (variáveis AIS, BRR, IRT, QRR, VBR
e VMU) apresentaram curtoses inferiores a três, o que representa que há concentração
dos dados ao redor da média;
•
Nos demais casos, as variáveis apresentaram curtoses superiores a três, o que significa
que essas variáveis possuem uma distribuição mais dispersa;
Novamente, considerando o tamanho da amostra, foi realizado o teste de KolmogorovSmirnov, com a finalidade de verificar se as variáveis possuíam ou não distribuição normal.
Na Tabela 50, a seguir, são apresentados os resultados dos testes.
Tabela 50 - Teste de Normalidade Kolmogorov-Smirnov – 3º CRTP – IPCA
Variável
Método
Estatística
Probabilidade
VNR
0,213
0,000
AIS
CHC
0,184
0,001
VNR
0,214
0,000
BRR
CHC
0,193
0,001
VNR
0,097
0,200
IRT
CHC
0,096
0,200
VNR
0,218
0,000
QRR
CHC
0,193
0,001
VNR
0,189
0,001
RC
CHC
0,196
0,000
VNR
0,291
0,000
ROE
CHC
0,220
0,000
VNR
0,183
0,001
VBR
CHC
0,169
0,005
VNR
0,183
0,001
VMU
CHC
0,170
0,004
Fonte: Dados da Pesquisa
Segundo os resultados dos testes de Kolmogorov-Smirnov, com exceção da variável
IRT, em ambos os métodos (VNR e CHC), há indícios que as variáveis não possuem
distribuição normal, visto que as probabilidades foram inferiores ao nível de significância de
5%. Tendo em vista os resultados, foram aplicados testes não-paramétricos para avaliar a
156
diferença ou não entre tais variáveis para cada um dos métodos. Para a variável IRT72, foi
aplicado o teste t de Student, visto que tais variáveis demonstraram possuir uma distribuição
normal. Os resultados desses testes são apresentados na continuação na Tabela 51.
Tabela 51 - Resultados dos Testes Não-Paramétricos – 3º CRTP – IPCA
Wilcoxon
t de Student
Variável
Método
Probabilidade
Estatística
Probabilidade
AIS
-0,473
0,636
BRR
-0,564
0,573
IRT
-1,019
0,314
QRR
-0,603
0,547
RC
-0,758
0,448
ROE
-3,246
0,001
VBR
-0,654
0,513
VMU
-0,641
0,521
Fonte: Dados da Pesquisa
De acordo com os resultados do teste de Wilcoxon, com exceção da variável ROE, as
demais variáveis, tanto pelo método do CHC quanto pelo VNR, foram consideradas
estatisticamente iguais. Com probabilidades superiores a 0,44, não foi rejeitada a hipótese
nula de igualdade entre as variáveis analisadas. O mesmo ocorreu em relação ao teste t de
Student para o indicador IRT. Portanto, não há diferenças significativas nas variáveis quando
aplicados os métodos de mensuração VNR e CHC, sendo esse resultado igual ao do 2º CRTP.
Todavia, em relação à variável ROE, com uma probabilidade inferior a 0,001, os
métodos CHC e VNR foram consideradas estatisticamente diferentes. De acordo com o
resultado do teste de Wilcoxon, os valores do método CHC são inferiores, em média, do que
os valores da variável VNR. A Tabela 52 ilustra esse fato, apresentando que, em 85% das
empresas da amostra, o ROE com base no CHC é menor do que os encontrados nas
demonstrações contábeis societárias. É importante destacar que o mesmo resultado foi
encontrado no segundo ciclo, o que vem ratificar que o retorno das empresas está
superestimado, entretanto, como comentado na abordagem analítica, a maioria das empresas
ainda continuam com retorno favorável após ser descontada a inflação.
72
No 2º CRTP, a variável IRT apresentou probabilidade superior a 0,05, somente pelo método do CHC, por isso
foi utilizado o teste de Wilconson.
157
Tabela 52 - Resultado dos Postos do Teste de Wilcoxon da Variável ROE – 3º CRTP – IPCA
Variável ROE Empresas
CHC<VNR
35
CHC>VNR
6
CHC=VNR
0
Total
41
Fonte: Dados da Pesquisa
Novamente, depois da análise individual, buscou-se o agrupamento das empresas para
análise em conglomerados, visto que as mesmas possuem forte dispersão, conforme
demonstrado na análise das estatísticas univariadas. Para analisar a formação dos
conglomerados, foi utilizada a análise de clusters (conglomerados) hierárquica, sendo a
quantidade de conglomerados definida por intermédio da análise do dendrograma, conforme
ilustra a Figura 23.
Figura 23 - Dendrograma – Análise de Clusters Hierárquica - 3º CRTP – IPCA
Fonte: Dados da Pesquisa
De acordo com análise gráfica do dendrograma, houve a formação de dois
conglomerados. O primeiro foi formado por sete empresas: (a) Eletropaulo, (b) Light-SESA,
(c) Copel-D, (d) CPFL Paulista, (e) Coelba, (f) Ampla e (g) Cemig-D. Vale lembrar que, no 2º
CRTP, também foram formados dois conglomerados, embora, no conglomerado 1, havia as
mesmas seis empresas, com exceção da Ampla. O segundo conglomerado foi formado pelas
demais empresas, em um número de 34, lembrando que a amostra para o 3º CRTP foi menor.
158
Para validar a formação dos conglomerados, passou-se à análise de clusters k-means para
verificar a capacidade de discriminação de cada uma das variáveis utilizadas, conforme
exposto na Tabela 53.
Tabela 53 - Resultados da análise de variância – ANOVA – 3º CRTP – IPCA
Variável
Método
Estatística
Probabilidade
VNR
107,248
0,000
AIS
CHC
109,085
0,000
VNR
108,841
0,000
BRR
CHC
89,528
0,000
VNR
0,000
0,990
IRT
CHC
0,051
0,822
VNR
109,558
0,000
QRR
CHC
89,833
0,000
VNR
90,586
0,000
RC
CHC
54,667
0,000
VNR
1,288
0,263
ROE
CHC
0,475
0,495
VNR
82,515
0,000
VBR
CHC
70,866
0,000
VNR
83,518
0,000
VMU
CHC
71,232
0,000
Fonte: Dados da Pesquisa
Com exceção dos indicadores IRT e ROE, as variáveis apresentaram capacidade
discriminativa excelente. Após a exclusão das variáveis associadas aos indicadores citados
anteriormente, verificou-se que a formação de dois conglomerados de acordo com a análise
do dendrograma foi validada. Depois da formação, apresentam-se as estatísticas univariadas
dos dois conglomerados, na Tabela 54.
Tabela 54 – Estatísticas Univariadas – Conglomerado 1 – 3º CRTP – IPCA
DesvioVariável Método
Média
Mediana
Assimetria Curtose
padrão
VNR
14.256.077,14 12.723.099,00 5.256.418,35
1,334
3,232
AIS
CHC
13.206.353,86 12.061.180,00 3.627.316,47
0,526
-1,629
VNR
9.567.739,43
7.622.436,00 3.214.946,54
1,096
0,230
BRR
CHC
9.107.385,00
8.296.429,00 3.152.961,24
0,813
-0,869
VNR
-0,011
-0,001
0,040
0,025
-1,558
IRT
CHC
-0,012
-0,020
0,054
0,027
-1,428
VNR
366.779,71
285.459,00
122.237,78
1,169
0,392
QRR
CHC
349.886,86
340.154,00
120.796,34
0,678
-0,991
VNR
482.859,00
457.023,00
155.903,41
0,799
0,971
RC
CHC
476.085,14
373.821,00
223.446,40
1,064
0,982
VNR
0,288
0,223
0,213
0,837
-0,651
ROE
CHC
0,117
0,009
-0,003
0,050
-1,915
VNR
6.004.447,29
5.292.903,00 2.177.996,74
1,624
2,767
VBR
CHC
5.589.053,14
5.435.720,00 1.434.511,69
0,069
0,425
VNR
6.060.170,57
5.348.617,00 2.185.431,23
1,578
2,571
VMU
CHC
5.644.054,43
5.483.564,00 1.465.722,96
0,175
0,494
Fonte: Dados da Pesquisa
159
Analisando-se as estatísticas univariadas das sete empresas que compõem o
conglomerado 1, observa-se que:
•
Com exceção da variável AIS, com base no VNR, as demais variáveis não
apresentaram curtose superior a três, em módulo, o que indica que os valores estão
concentrados ao redor da média, ou seja, apresentam uma distribuição com baixa
dispersão;
•
Confirmando uma distribuição com baixa dispersão, nenhuma variável apresentou
desvio-padrão superior à média;
•
As variáveis AIS, BRR, QRR e VBR (VNR) e a variável RC (CHC) apresentaram
assimetria positiva e superior a um, isto é, há concentração de valores abaixo da
média;
•
Nos demais casos, as variáveis apresentaram assimetrias positivas, porém inferiores a
um.
Na continuação (Tabela 55), passa-se à análise dos resultados dos testes de Wilcoxon e
t de Student.
Tabela 55 - Resultados dos testes Wilcoxon e t de Student – Conglomerado 1 – 3º CRTP – IPCA
Wilcoxon
t de Student
Variável
Estatística
Probabilidade
Estatística
Probabilidade
AIS
-0,338
0,735
BRR
-0,169
0,866
IRT
0,053
0,960
QRR
-0,169
0,866
RC
-0,169
0,866
ROE
-2,366
0,018
VBR
-0,169
0,866
VMU
-0,169
0,866
Fonte: Dados da Pesquisa
Para o primeiro conglomerado, apenas o indicador ROE apresentou probabilidade
inferior a 0,05 pelo teste de Wilcoxon, ou seja, há diferença estatisticamente significativa
entre as variáveis VNR e CHC, conforme ocorreu na análise conjunta e no 2º CRTP quanto a
esse conglomerado. As demais variáveis foram consideradas estatisticamente iguais, não
sendo rejeitada a hipótese nula dos testes de Wilcoxon e t de Student. A seguir, passa-se à
análise do segundo conglomerado.
160
Tabela 56 - Estatísticas Univariadas – Conglomerado 2 – 3º CRTP - IPCA
Variável Método
Média
Mediana
Desvio-padrão Assimetria Curtose
VNR
2.382.879,79 1.851.701,00
1.998.483,76
0,386
-1,174
AIS
CHC
2.501.254,88 1.704.216,00
2.194.272,18
0,396
-1,487
VNR
1.619.806,09 1.209.444,50
1.449.951,29
0,545
-0,886
BRR
CHC
1.697.806,06 1.122.170,00
1.549.034,39
0,440
-1,408
VNR
-0,011
-0,014
0,058
-0,332
-0,135
IRT
CHC
-0,006
-0,001
0,062
-0,011
0,615
VNR
61.994,03
47.082,50
55.678,97
0,576
-0,777
QRR
CHC
65.016,65
43.402,50
59.533,70
0,459
-1,380
VNR
92.016,29
72.429,00
84.554,99
0,424
-1,306
RC
CHC
98.159,32
71.857,00
94.053,67
0,478
-1,315
VNR
0,015
0,143
0,623
-2,427
6,741
ROE
CHC
0,023
0,070
0,354
-1,190
3,696
VNR
1.212.889,85 1.037.568,00
1.022.905,18
0,455
-1,065
VBR
CHC
1.292.541,85
913.396,50
1.188.653,79
0,702
-0,745
VNR
1.220.197,53 1.045.714,00 1.027.524,9025
0,456
-1,062
VMU
CHC
1.300.070,85
922.329,50
1.194.476,88
0,706
-0,732
Fonte: Dados da Pesquisa
De acordo com as estatísticas univariadas do conglomerado 2, na Tabela 56, formado
por 34 empresas, observa-se que:
•
Em relação à variável ROE, os métodos apresentaram curtoses superiores a três,
demonstrando possuir distribuição com grande dispersão dos dados;
•
Ainda sobre a variável ROE, os desvios-padrão dos métodos foram bastante superiores
à média, confirmando a dispersão dos dados;
•
As demais variáveis apresentaram curtoses inferiores a três, indicando concentração de
dados ao redor da média das respectivas variáveis;
•
Com exceção das variáveis IRT e ROE, em ambos os métodos, as demais variáveis
apresentaram assimetria positiva, indicando uma concentração de dados abaixo da
média.
Na sequência na Tabela 57, são apresentados os resultados dos testes de Wilcoxon e t
de Student para as empresas do segundo conglomerado.
Tabela 57 - Resultados dos testes Wilcoxon e t de Student – Conglomerado 2 – 3º CRTP - IPCA
Wilcoxon
t de Student
Variável
Estatística
Probabilidade
Estatística
Probabilidade
AIS
-0,744
0,457
BRR
-0,778
0,437
IRT
-1,287
0,207
QRR
-0,829
0,407
RC
-0,966
0,334
ROE
-2,470
0,013
VBR
-0,846
0,397
VMU
-0,829
0,407
Fonte: Dados da Pesquisa
161
Novamente, considerando-se os resultados dos testes realizados, verificou-se que
somente o indicador ROE apresentou probabilidade inferior a 0,05, ou seja, foi rejeitada a
hipótese nula de que as variáveis VNR e CHC são estatisticamente iguais. Mas as demais
variáveis foram consideradas estaticamente iguais.
Portanto, os resultados dos conglomerados foram os mesmos encontrados na análise
conjunta do 3º CRTP – IPCA, sendo também iguais aos resultados encontrados no 2º CRTP –
IPCA.
5.3.3 Análises e Resultados Sintéticos da Atualização Monetária pelo IGP-M – 3º CRTP
Como no segundo ciclo, os dados coletados do 3º CRTP também foram atualizados
monetariamente pelo IGP-M. Após todos os cálculos realizados, de modo geral, os valores do
AIS com base no VNR foram menores que os com base no CHC em 31 empresas. No 2º
CRTP – IGP-M, foram 29, lembrando que a amostra era de 44 empresas. Em média, o AIS
com base no VNR esteve 12% menor do que o com base no CHC-IGP-M, levando-se em
consideração que o índice acumulado, de 1996 a 2013, é 62% superior quando comparado ao
IPCA acumulado no mesmo período. Já no 2º CRTP – IGP-M, o VNR foi 4% menor.
Vale ressaltar que, independentemente, do índice de inflação utilizado para atualização
do AIS, em dez empresas (24%) da amostra, o AIS com base no CHC atualizado por qualquer
um dos dois índices é menor que o atualizado com base no VNR, sugerindo que os
investidores
estão
sendo
remunerados
pelos
investimentos
acima
da
inflação
(independentemente, do índice), e, por consequência, tarifas mais altas para os consumidores.
Em vinte e duas empresas (54%), o valor com base no VNR é menor do que o com base no
CHC atualizado por qualquer um dos índices de inflação. Nessas empresas, os investidores
estão sendo prejudicados, pois estão recebendo aquém do que investiram, desestimulando a
realização de novos empreendimentos. A seguir, conforme exibido na Figura 24, são
apresentadas as empresas, cujos resultados não se alteram, independentemente, do índice de
inflação.
162
Independentemente do índice de inflação utilizado
AIS - VNR > CHC
AIS - VNR < CHC
CEEE-D
AES SUL
CELTINS
AMPLA
CEMIG-D
BANDEIRANTE
CFLO
BRAGANTINA
COPEL-D
CELPA
CPFL SANTA CRUZ CELPE
ELETROACRE
CEMAR
ELETROBRÁS - AL CEMAT
ELETROBRÁS - PI
CNEE
ELFSM
COCEL
COELCE
ELETROPAULO
ELETROBRÁS - RO
ELETROBRÁS - RR
ENERGISA BORBOREMA
ENERGISA MG
ENERGISA NF
ENERGISA SE
ENERSUL
ESCELSA
LIGHT
RGE
Figura 24 - Relação das empresas, cujos resultados não se alteram, independentemente, do índice de
inflação 3º CRTP
Fonte: Dados da Pesquisa
No restante das empresas, nove (22%), o AIS com base no VNR, quando comparado
com base no CHC – IPCA, é maior do que quando atualizado pelo IGP-M. Em todas as nove
empresas, quando da atualização pelo IGP-M, o resultado se inverte, passando o VNR a ser
menor que o CHC, conforme exposto na Tabela 58.
Tabela 58 – Resultados alterados por causa do índice de inflação utilizado – 3º CRTP
Empresas
VNR < CHC - IGP-M VNR > CHC - IPCA
CELESC
79%
105%
CELG-D
86%
107%
CHESP
98%
100%
COELBA
94%
120%
COSERN
95%
121%
CPFL PIRATININGA
97%
115%
CPFL PAULISTA
77%
100%
ELEKTRO
93%
106%
ENERGISA PARAÍBA
88%
101%
Fonte: Dados da Pesquisa
Quanto ao IRT, as 31 empresas que apresentaram um AIS menor com base no VNR
também tiveram menor tarifa em relação ao CHC. E, nas demais, 10 delas, o IRT com base no
VNR foi maior do que o calculado a CHC. O método do CHC – IGP-M proporcionou tarifas
163
mais baixas em 24% das empresas, mas, pelo IPCA, o percentual foi bem maior, em 46%
delas.
Em média, as tarifas com base no CHC foram maiores que as calculadas pelo VNR,
1,74% e -1,14%, respectivamente, ou seja, na terceira revisão tarifária, se fosse utilizado o
método do CHC – IGP-M, as tarifas teriam em média um aumento de 1,74%, enquanto, pelo
VNR, houve uma redução, em média, de 1,14% na amostra estudada.
Já a variável ROE apresentou o mesmo resultado quando atualizado pelo IPCA, mas,
evidentemente, com percentuais diferentes. A média do ROE efetivo foi de 0,89% pelo IPCA,
passando a ser negativo em 1,01% pelo IGP-M, ou seja, o retorno pelo IGP-M é menor. Mais
uma vez, isso ocorre em virtude das diferenças de percentuais entre os índices.
Vale ressaltar que, em média, o ROE nominal das empresas do 3º CRTP foi menor
quando comparado com o 2º CRTP, 4,10% e 12,37%, respectivamente.
As estatísticas univariadas e os testes para definir a técnica a ser utilizada foram
praticamente iguais aos resultados quando da atualização do IPCA. Com esse resultado,
também foram aplicados os testes de Wilcoxon e t de Student, sendo este último somente para
a variável IRT. Os resultados de tais testes são apresentados a seguir, na Tabela 59.
Tabela 59 - Resultados dos Testes Não-Paramétricos – 3º CRTP – IGP-M
Wilcoxon
t de Student
Variável
Estatística
Probabilidade
Estatística
Probabilidade
AIS
-3,622
0,000
BRR
-3,726
0,000
IRT
-4,700
0,000
QRR
-3,751
0,000
RC
-3,816
0,000
ROE
-2,637
0,008
VBR
-3,674
0,000
VMU
-3,674
0,000
Fonte: Dados da Pesquisa
Segundo os resultados dos testes de Wilcoxon e t de Student, as variáveis calculadas
por intermédio do CHC e do VNR foram consideradas estatisticamente diferentes. Com
probabilidades inferiores a 0,01, foi rejeitada a hipótese nula de igualdade entre os dois
métodos em todas as variáveis. Esses resultados são divergentes dos encontrados quando dos
dados atualizados com o IPCA, em que somente a variável ROE foi considerada
estatisticamente diferente. Entretanto, é o mesmo resultado encontrado no 2º CRTP quando
atualizado pelo IGP-M.
De acordo com os testes, observou-se que:
164
•
As variáveis AIS, BRR, IRT, QRR, RC, VBR e VMU mensuradas de acordo com o
modelo CHC, em média, são maiores do que os valores obtidos pelo modelo VNR;
•
Apenas a variável ROE mensurada a partir do modelo CHC, em média, é menor do
que o valor obtido pelo modelo VNR.
Cabe ressaltar que todas as variáveis, com exceção do ROE, apresentaram valores com
base no CHC maiores do que aqueles com base no VNR em 76% das empresas, com
diferenças significativas na média.
Em seguida, passou-se para análise de conglomerado. Os mesmos procedimentos
foram adotados e os resultados foram os mesmos, ou seja, a formação de dois conglomerados
com as mesmas empresas quando da análise do IPCA. Na sequência, procedeu-se à análise
dos resultados obtidos pelos testes de Wilcoxon para o primeiro conglomerado.
Analisando-se os resultados do teste de Wilcoxon (Tabela 60), com exceção da
variável ROE, de modo diferente ao ocorrido na análise conjunta, as demais variáveis
apresentaram probabilidade superior a 0,17 nos testes de Wilcoxon e t de Student, isto é, não
há diferença estatisticamente significativa entre os métodos VNR e CHC. Portanto, as
variáveis, com exceção da variável ROE, para o conglomerado 1, foram consideradas
estaticamente iguais, mesmo resultado do 2º CRTP.
Tabela 60 - Resultados dos Testes Não-Paramétricos – Conglomerado 1 – 3º CRTP – IGP-M
Wilcoxon
t de Student
Variável
Estatística
Probabilidade
Estatística
Probabilidade
AIS
-1,183
0,237
BRR
-1,352
0,176
IRT
-1,556
0,171
QRR
-1,352
0,176
RC
-1,352
0,176
ROE
-2,371
0,018
VBR
-1,014
0,310
VMU
-1,014
0,310
Fonte: Dados da Pesquisa
A seguir, a Tabela 61 demonstra os resultados do teste de Wilcoxon em relação ao
conglomerado 2, o qual é composto de 34 empresas.
165
Tabela 61 - Resultados dos Testes Não-Paramétricos – Conglomerado 2 – 3º CRTP – IGP-M
Wilcoxon
t de Student
Variável
Estatística
Probabilidade
Estatística
Probabilidade
AIS
-3,582
0,000
BRR
-3,701
0,000
IRT
-4,547
0,000
QRR
-3,736
0,000
RC
-3,770
0,000
ROE
-1,855
0,064
VBR
-3,650
0,000
VMU
-3,650
0,000
Fonte: Dados da Pesquisa
Pelos testes de Wilcoxon e t de student, somente a variável ROE apresentou
probabilidade superior a 0,05, ou seja, para tal variável, não foi rejeitada a hipótese nula de
que os métodos VNR e CHC são estatisticamente iguais. Esse resultado é diverso tanto da
análise conjunta quanto do conglomerado 2 – IGP-M do 2º CRTP, em que todas as variáveis
foram estaticamente diferentes. Isso pode ter ocorrido em virtude do menor porte das
empresas em relação àquelas do conglomerado 1.
Também, nesse conglomerado, os valores obtidos no modelo CHC foram superiores
aos valores obtidos no modelo VNR, com exceção da variável ROE.
Na sequência, são discutidas as principais conclusões da pesquisa.
5.4 Conclusões das Evidências Encontradas
Como citado na revisão conceitual, cada método de mensuração leva a diferentes
valores patrimoniais, devendo todos eles terem como objetivo a proteção e a manutenção do
capital financeiro (ou monetário) a longo prazo, a remuneração dos proprietários que
investiram em busca de um retorno adequado e a modicidade tarifária. Esse argumento serviu
de alicerce para desenvolver a primeira hipótese desta tese, qual seja: em um ambiente
regulatório, a mensuração dos ativos pelo método do custo histórico corrigido pode levar ao
justo valor para o investidor e consumidor. A segunda hipótese levantada é que o VNR faz
com que os consumidores atuais estejam arcando com os custos de um bem que será
adquirido futuramente (interesse dos futuros consumidores) e não pela prestação de serviços
já realizada.
Além disso, outros questionamentos foram realizados:
166
É justo que a tarifa proporcione como receitas para a empresa valores que excedem o
capital investido e o retorno sobre este, com o objetivo de repor o ativo que, no futuro, pode
vir a custar mais caro? E pode ser que ainda, quando da efetiva reposição, o valor seja diverso
daquele projetado tanto para cima quanto para baixo?
Em outras palavras, é justo que, quando um ativo de concessão tem o seu valor de
reposição alterado para maior, mas ainda possui vida útil, ocorra um aumento do seu valor
para fins de depreciação e as tarifas aumentarem para a recuperação de um capital que ainda
não foi desembolsado? E quando o VNR for menor que o CHC, é justo que o investidor
receba uma menor remuneração que não recupera o capital já investido?
Apesar de, estatisticamente, não terem sido encontradas diferenças significativas entre
os métodos, com exceção para a variável ROE nos dois ciclos, pode-se afirmar que o método
do custo histórico corrigido atualizado pelo IPCA pode levar ao justo valor para o investidor e
consumidor, pelas seguintes afirmativas:
(a)
O método do CHC possui pressupostos mais vantajosos, como delineado na
revisão conceitual: preserva o valor do ativo, ou seja, os investidores são
remunerados pelo que realmente investiram, resguardando o montante
desembolsado quanto ao valor do dinheiro no tempo e, portanto, recupera o
investimento com a taxa de retorno acordada no arranjo. E, também, por ser
auditável;
(b)
Quanto à desvantagem assinalada na revisão conceitual, de que o CHC poderia
ser superestimado se ocorrer avanço tecnológico, constatou-se, na amostra
analisada que, em 34% das empresas no segundo ciclo e 24% no terceiro ciclo,
o AIS apresenta indícios de que está superestimado com base no VNR73, tendo
em vista que o valor com base no CHC foi menor, independentemente, do
índice de inflação adotado. Nesse casso, pode-se afirmar que o avanço
tecnológico não fez com que os custos dos ativos fossem menores. E, conforme
esta tese defende que a atualização pelo IPCA é a mais justa, esse percentual
aumenta para 64% no 2º CRTP e 46%, no 3º CRTP, comparando-se, ainda, as
diferenças nas médias, em que, pelo IPCA, o AIS é maior em 11% com base
no VNR e, quando atualizado pelo IGP-M, o AIS passa a ser menor em apenas
4%, no 2º CRTP. No 3º CRTP, foi maior em 2% pelo IPCA, e menor, em 12%,
73
Vale ressaltar que o VNR não foi recalculado, tendo sido utilizados os valores divulgados nas notas técnicas
da ANEEL, o que não isenta a mensuração de erros de procedimentos.
167
no 3º CRTP. Considerando-se que a diferença percentual entre os índices de
1995 a 2009 foi de 59% (IGP-M>IPCA) e de 1995 a 2014 de 55% (IGPM>IPCA), conclui-se que o AIS com base no CHC-IPCA é mais justo tanto
para o consumidor quanto para o investidor, pois o consumidor não estaria
desembolsando mais do que foi investido atualizado pelo índice oficial da
inflação, e o investidor estaria recebendo o que foi gasto atualizado pelo índice
oficial de inflação. Aqui, é oportuno retomar a seguinte questão: é justo que a
tarifa proporcione como receitas para a empresa valores que excedem o capital
investido e o retorno sobre este, com o objetivo de repor o ativo que, no futuro,
pode vir a custar mais caro? Os números citados acima demonstram que pelo
menos dez empresas estão sendo remuneradas acima do índice de inflação, ou
seja, suas receitas excedem o capital investido. Isso ocorre no 3º CRTP, e, no
segundo ciclo, são quinze empresas. Além disso, as três empresas que foram
retiradas da amostra no 3º CRTP também estavam sendo remuneradas acima
do índice de inflação. Cabe lembrar, como já mencionado, que, no 3º CRTP,
houve a convergência às normas internacionais de contabilidade, tendo sido
alterada a contabilização do imobilizado na contabilidade societária. E esse
menor percentual encontrado no último ciclo pode ter ocorrido pelo fato de o
Ativo Financeiro ser atualizado pelo IGP-M, trimestralmente, mesmo quando
da amostra atualizada pelo IPCA, pois somente o ativo intangível foi
atualizado monetariamente no 3º CRTP. Assim, seria justo algumas
distribuidoras serem beneficiadas e outras não? E vice-versa;
(c)
Quanto ao retorno dos investidores, representado pela variável ROE, apesar da
limitação de ser utilizado o CH para comparação, ficou evidente que as
concessionárias estão apresentando retornos positivos, em sua maioria, 38 e 31
empresas, no segundo e terceiro ciclos, respectivamente. Quando a inflação é
descontada, os retornos ainda continuaram positivos, mas em percentuais
menores, em 36 empresas no segundo ciclo e em 28 empresas no terceiro ciclo.
Pode-se afirmar que as empresas, em média, estão sendo bem remuneradas. O
CHC atualizado pelo IPCA, portanto, proporciona também um retorno justo
aos investidores e, mesmo com diferenças significativas estatisticamente, ainda
ocorre retorno positivo, em geral. E o retorno calculado pelo CHC é mais
próximo da realidade, pois, como já comentado, parte do lucro apurado pelo
168
CH pode ser ilusório (pode não ser acréscimo patrimonial), existindo
acréscimo patrimonial apenas pelo excedente ao efeito inflacionário.
(d)
Mesmo que as empresas apresentaram retorno favorável, independentemente,
do método de mensuração, cabe destacar uma das questões levantadas nesta
pesquisa: Quando o VNR for menor que o CHC, é justo que o investidor
receba uma menor remuneração que não recupera o capital já investido? Os
resultados demonstraram que pelo menos 16 empresas, no segundo ciclo, e 22,
no terceiro ciclo, estão sendo remuneradas abaixo do capital investido quando
atualizado monetariamente pelo IPCA. Esse número sobe para 29 e 31,
segundo e terceiro ciclos, respectivamente, quando o índice adotado é o IGPM. Como citado anteriormente, pode haver uma expropriação de riqueza pelo
regulador e ausência de incentivos para novos empreendimentos.
(e)
Como já comentado, o IRT apresentou o mesmo resultado em relação à
variável AIS. Conclui-se, portanto, que as tarifas calculadas pelo método do
CHC, e atualizadas pelo IPCA, proporcionam a modicidade tarifária para os
consumidores. As tarifas deferidas, na segunda revisão tarifária, que
apresentaram em média uma queda de 8,40% (-8,40%), se mensuradas pelo
CHC/IPCA, teriam uma queda de 9,01% (-9,01%), em média. Do ponto de
vista estatístico, essa diferença é insignificante. Mas, pelo CHC/IGP-M, a
queda foi de 6,22% (-6,22%), havendo, nesse caso, do ponto de vista
estatístico, diferenças significativas entre os métodos; Já as tarifas deferidas, na
terceira revisão tarifária, que apresentaram em média uma queda de 1,14% (1,14%), se mensuradas pelo CHC/IPCA, teriam uma queda menor de 0,72% (0,72%), em média. Do ponto de vista estatístico, essa diferença também é
insignificante. Já pelo CHC/IGP-M, houve um aumento de 1,74%, havendo,
nesse caso, do ponto de vista estatístico, diferenças significativas entre os
métodos;
Em suma, os achados da pesquisa permitem sugerir a alteração do método de
mensuração do VNR, atualmente utilizado, para o método do CHC atualizado pelo índice
oficial da inflação – IPCA, pois entende-se que esse método proporciona o justo valor para o
consumidor e investidor, pelas seguintes razões expostas a seguir:
(a)
Maior transparência e menos subjetividade no cálculo do ativo imobilizado em
serviço e, consequentemente, da remuneração do capital e da quota de
169
reintegração regulatória, contribuindo para minimizar o problema da assimetria
informacional;
(b)
O consumidor atual estará arcando com o custo de um ativo adquirido ou
construído para obtenção do serviço no presente;
(c)
Os investidores, em sua maioria, continuarão a ter um retorno favorável, mas
sem ganhos exorbitantes. Entende-se que haverá menos discrepância entre as
remunerações das empresas, pois, como visto, algumas estão recebendo acima
do capital investido e outras, não;
(d)
O custo da depreciação passa a ser calculado sobre o valor de aquisição ou
construção do ativo no momento do reconhecimento, mas em valores reais de
capacidade geral de compras em determinada data;
É importante destacar que os resultados e as conclusões encontrados são exclusivos
para o setor regulado em que as tarifas são determinadas por um órgão regulador, pois o
método do custo de reposição é relevante para as empresas que possuem custos crescentes e
precisam, com suas próprias atividades, angariar recursos para repor seus ativos.
Por exemplo, numa atividade comercial, é extremamente relevante que, no caso de
venda de uma mercadoria que tenha sofrido aumento no de custo de reposição, a mercadoria
estocada sendo vendida tenha seu preço ajustado de forma a conseguir produzir recurso
suficiente para essa reposição. Caso contrário poderá o comerciante ter que injetar capital ou
pedir empréstimo para essa renovação do estoque.
A discussão em tela neste trabalho, todavia, é a utilização do custo de reposição nas
empresas concessionárias de serviços públicos em que suas tarifas sejam reguladas, já que a
tarifa baseada num custo de reposição de um imobilizado que tenha subido repassa ao
consumidor a responsabilidade de prover recursos para os investidores reporem tais ativos; e
isso é responsabilidade deles, e não dos consumidores. E mais, se a tarifa produzir o recurso
para essa renovação, porque deveria o investidor ser remunerado sobre esse ativo que não foi
ele quem financiou?.
No caso de preço de reposição inferior ao do ativo sendo renovado, ocorre algo
diferente: se o comerciante precificar a mercadoria sendo vendida com base na reposição que
lhe exigirá investimento menor, poderá, na verdade, repor esse produto, mas sofrer uma perda
do capital investido na mercadoria sendo vendida. No caso de um serviço tarifado, se o
imobilizado precisar de menor investimento para repor o anterior, e a tarifa acompanhar esse
170
decréscimo, ótimo para o consumidor, mas o investidor poderá não conseguir recuperar seu
investimento, o que o desestimularia a continuar no segmento e desestimularia outros a
entrarem. A não ser que conseguissem aumentar a taxa de retorno embutida na tarifa para
compensar o acréscimo de risco sendo incorrido.
Para análises mais profundas dos problemas de variação no preço de reposição,
inclusive quando na presença de inflação, veja-se SZUSTER, Natan, Análise do lucro passível
de distribuição: uma abordagem reconhecendo a manutenção do capital da empresa., tese de
doutoramento, FEA/USP, 1985.
Finalmente, a grande conclusão que se pode tirar deste capítulo baseado em
levantamento empírico e realista da realidade brasileira é o de que a análise estatística
evidencia:
A)
na média brasileira, o preço de reposição não apresentou diferença
significativa com relação ao que seria a utilização da pura e simples
correção monetária dos ativos ao invés dos novos valores de reposição;
B)
mas isso simplesmente esconde algo muito relevante. A média deriva
de dois grandes blocos:
a. o dos consumidores que estão pagando mais pelos serviços de energia
do que deveriam, o que constitui benefício visível aos investidores e
prejuízo a esses consumidores; e
b. o dos consumidores que estão pagando menos do que deveriam, o que
os beneficia, mas prejudica os investidores.
171
6. CONSIDERAÇÕES FINAIS
Esta tese buscou demonstrar os efeitos de cada conceito e critério no tratamento da
base de remuneração regulatória dos ativos e sua influência na determinação da tarifa no setor
elétrico brasileiro.
Após o diagnóstico do cenário atual, principalmente, quanto à mensuração dos ativos
no ramo estudado, foram analisados, empiricamente, os dois métodos de mensuração mais
utilizados no setor elétrico em nível mundial e, de acordo com as evidências encontradas,
foram propostas algumas medidas que podem mitigar os problemas detectados.
O método do valor novo de reposição proporciona incertezas quando da avaliação dos
ativos, tanto para o consumidor quanto para o investidor, devido a maior parte dos insumos
utilizados serem commodities com grande volatilidade no mercado. O valor apurado por esse
método pode não ser o mesmo quando à época da realização do investimento, visto que,
naquele momento, era o que se tinha de mais eficiente. Ainda, os ativos podem valorizar
acima ou abaixo do percentual da inflação do período.
Como exposto nesta pesquisa, a regulação precisa ser eficiente e com pouco espaço
para discricionariedade, com o objetivo de evitar o oportunismo governamental. Além disso,
mudanças constantes nas regras trazem instabilidade ao setor, devendo essas regras serem
revistas com periodicidade.
Conforme apurado, ficaram evidenciadas as várias dificuldades administrativas e
operacionais, principalmente, nos dois primeiros ciclos, em virtude da imaturidade do
processo. Essas distorções prejudicam algumas concessionárias e beneficiam outras, o que
pode explicar os percentuais diversificados entre as empresas.
Sugere-se, para os próximos ciclos, que seja refeita a avaliação da totalidade dos
ativos de forma simplificada e o mais assertiva possível, considerando os preços à época de
sua imobilização, ou seja, a concessionária deve ser remunerada pelo valor do investimento
realmente desembolsado e, a partir daí, realizar atualização dos mesmos pelo IPCA. Tendo
em vista que vários contratos serão renovados entre 2015 e 2016, pode ser essa uma boa
oportunidade de se rever a remuneração e o índice de inflação a ser utilizado, com regras
claras e eficientes.
Durante o desenvolvimento da pesquisa, surgiram aspectos que não eram o foco da
tese, mas importantes para o setor em geral, sendo eles destacados a seguir:
172
(i)
Discutiu-se acerca das obrigações especiais (que são os investimentos
realizados com capital de terceiros), as quais, atualmente, não são
remuneradas, embora as concessionárias precisam ser remuneradas de algum
modo pela gestão e manutenção desses ativos;
(ii)
É preciso rever as atualizações das tarifas no reajuste tarifário anual, que é
calculado com base no IGP-M do período. O mais justo seria a atualização pelo
IPCA, que é o índice que representa a capacidade geral de compras do
consumidor.
A interpretação desta pesquisa deve ressalvar algumas limitações: a literatura quanto
ao tema é escassa, não tendo sido possível analisar toda a população devido à impossibilidade
de acesso aos dados. Entretanto, ressalta-se que a amostra representa 70% das empresas e
como já citado ultrapassa 95% das unidades consumidoras do país; o modelo adotado para
calcular os efeitos inflacionários, que é realizado com valores aproximados, por não ser
possível a correção dos estoques e as datas exatas de aquisição ou baixa de cada ativo, por
exemplo.
Defende-se, a partir da análise empreendida, a mensuração dos ativos do setor elétrico
brasileiro pelo custo histórico corrigido devido às evidências apresentadas ao longo desta tese,
haja vista que ficou demonstrado que o CHC diminui o risco e as incertezas do investidor
quanto ao retorno do capital investido, pois ele receberá o que realmente desembolsou na
época do investimento atualizado monetariamente pelo IPCA (que é o índice oficial da
inflação brasileira). Pelo método do valor novo de reposição, esse risco é inerente, pois os
investimentos são remunerados pelo valor que será reposto, no momento do laudo de
avaliação, o que poderá apresentar valores diversificados (a maior ou a menor) devido,
principalmente, à volatilidade das commodities e ao avanço tecnológico.
Outro ponto que merece destaque é que, como já exposto ao longo deste estudo, os
consumidores, pela aplicação do CHC, arcam com as despesas realmente desembolsadas pelo
investidor e não por um montante que pode estar financiando os investimentos futuros, ou
seja, as concessionárias podem estar sendo remuneradas por investimentos não realizados,
expropriando os consumidores. E, ainda, pode ocorrer o inverso, se adotado o método do
VNR, tendo em vista que o investidor pode receber aquém do que foi custeado, podendo
ocorrer uma expropriação de riqueza pelo regulador e ausência de incentivos para novos
empreendimentos.
173
Acredita-se, portanto, que a mensuração dos ativos pelo CHC é uma política pública
justa para a fixação das tarifas com vistas a beneficiar as partes envolvidas.
6.1 Principais Contribuições
Algumas contribuições desta tese podem ser enumeradas:
(i)
Reflexão crítica acerca dos diversos métodos e abordagens de mensuração da
base de remuneração dos ativos no setor elétrico brasileiro;
(ii)
Conclusão de que o preço de reposição tende a sempre trazer prejuízo para o
consumidor e benefício ao investidor ou exatamente o inverso, dependendo da
evolução desse preço face à inflação;
(iii)
Diagnóstico da metodologia atualmente empregada pelo regulador e
levantamento das consequências da manutenção ou não do critério adotado;
(iv)
Síntese dos três processos de revisão tarifária periódica já ocorridos;
(v)
Apesar de já existirem estudos, também faz-se uma comparação e análise da
contabilidade regulatória e da contabilidade societária após a convergência às
normas internacionais de contabilidade;
(vi)
Redução da lacuna existente na literatura contábil não só quanto à mensuração
dos ativos, mas também sobre a contabilidade aplicada à regulação de serviços
públicos.
(vii)
Auxílio aos consumidores na compreensão da metodologia de revisão tarifária,
seus componentes e o que estão ‘financiando’ para a efetiva prestação de
serviços presente e futura;
(viii) Colocação em evidência do impacto nas tarifas quando da utilização de
diferentes índices de inflação.
174
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185
APÊNDICES
APÊNDICE A - Datas das revisões tarifárias e periodicidade
Empresa
Sigla
Período 1ª Revisão
2ª Revisão
3ª Revisão
4ª Revisão
(anos)
AES SUL Distribuidora Gaúcha de Energia
AES SUL
5
19/04/2003
19/04/2008
19/04/2013
19/04/2018
Amazonas Distribuidora de Energia
Adesa
4
01/11/2005
01/11/2009
01/11/2013
01/11/2017
15/03/2019
Ampla Energia e Serviços S/A
Ampla*
5
09/12/2003
15/03/2009
15/03/2014
Bandeirante Energia S/A
Bandeirante
4
23/10/2003
23/10/2007
23/10/2011
23/10/2015
Boa Vista Energia S/A
Boa Vista
4
01/11/2005
01/11/2009
01/11/2013
01/11/2017
10/05/2016
Caiuá Distribuição de Energia S/A
Caiuá*
4
03/02/2004
10/05/2008
10/05/2012
CEB Distribuição S/A
CEB Dis
4
26/08/2004
26/08/2008
26/08/2012
26/08/2016
CEMIG Distribuição S/A
CEMIG - D
5
08/04/2003
08/04/2008
08/04/2013
08/04/2018
Centrais Elétrica Matogrossenses S/A
CEMAT
5
08/04/2003
08/04/2008
08/04/2013
08/04/2018
Centrais Elétricas de Carazinho S/A
Eletrocar
4
29/06/2005
29/06/2009
29/06/2013
29/06/2017
Centrais Elétricas de Rondônia S/A
Ceron
4
30/11/2005
30/11/2009
30/11/2013
30/11/2017
Centrais Elétricas de Santa Catarina S/A
Celesc
4
07/08/2004
07/08/2008
07/08/2012
07/08/2016
Centrais Elétricas do Pará S/A
Celpa
4
07/08/2003
07/08/2007
07/08/2011
07/08/2015
Companhia Campolarguense de Energia
Cocel*
4
30/03/2004
24/06/2008
24/06/2012
24/06/2016
Companhia de Eletricidade do Acre
Eletroacre
4
30/11/2005
30/11/2009
30/11/2013
30/11/2017
Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia
Coelba
5
22/04/2003
22/04/2008
22/04/2013
22/04/2018
Companhia Energética de Alagoas
Ceal
4
28/08/2005
28/08/2009
28/08/2013
28/08/2017
Companhia Energética de Goiás
Celg
4
12/09/2005
12/09/2009
12/09/2013
12/09/2017
Companhia Energética de Pernambuco
Celpe
4
29/04/2005
29/04/2009
29/04/2013
29/04/2017
Companhia Energética do Ceará
Coelce
4
22/04/2003
22/04/2007
22/04/2011
22/04/2015
Companhia Energética do Maranhão
Cemar
4
28/08/2005
28/08/2009
28/08/2013
28/08/2017
Companhia Energética do Piauí
Cepisa
4
28/08/2005
28/08/2009
28/08/2013
28/08/2017
Companhia Energética do Rio Grande do Norte
Cosern
5
22/04/2003
22/04/2008
22/04/2013
22/04/2018
Companhia Energia Elétrica do Estdo de Tocatins
Celtins
4
04/07/2004
04/07/2008
04/07/2012
04/07/2016
Companhia Estadual de Energia Elétrica
CEEE
4
25/10/2004
25/10/2008
25/10/2012
25/10/2016
Companhia Força e Luz do Oeste
CFLO*
4
03/02/2004
29/06/2008
29/06/2012
29/06/2016
Companhia Hidroelétrica São Patrício
Chesp
4
12/09/2004
12/09/2008
12/09/2012
12/09/2016
Companhia Jaguari de Energia Energia Elétrica
CPFL Jaguari
4
03/02/2004
03/02/2008
03/02/2012
03/02/2016
Companhia Luz e Força Mococa
CPFL Mococa
4
03/02/2004
03/02/2008
03/02/2012
03/02/2016
Copanhia Luz e Força Santa Cruz
CPFL Santa Cruz
4
03/02/2004
03/02/2008
03/02/2012
03/02/2016
Companhia Nacional de Energia Elétrica
CNEE*
4
03/02/2004
10/05/2008
10/05/2012
10/05/2016
Companhia Leste Paulista de Energia
CPFL Leste
4
03/02/2004
03/02/2008
03/02/2012
03/02/2012
Companhia Paulista de Força e Luz
CPFL Paulista
5
08/04/2003
08/04/2008
08/04/2013
08/04/2018
Companhia Piratininga de Força e Luz
CPFL Piratininga
4
23/10/2003
23/10/2007
23/10/2011
23/10/2015
Companhia Sul Paulista de Energia
CPFL Sul Paulista
4
03/02/2004
03/02/2008
03/02/2012
03/02/2016
14/12/2016
Companhia Sul Sergipana de Eletricidade
Sulgipe
4
14/12/2004
14/12/2008
14/12/2012
Cooperativa Aliança
Cooperaliança*
4
15/03/2005
14/08/2009
14/08/2013
14/08/2017
Copel Distribuição S/A
Copel Dis
4
24/06/2004
24/06/2008
24/06/2012
24/06/2016
Departamento Municipal de Eletricidade de Poços de Caldas
DMEPC
4
28/06/2004
28/06/2008
28/10/2011
28/10/2015
Departamento Municipal de Energia de Ijuí
Demei
4
29/06/2005
29/06/2009
29/06/2013
29/06/2017
(Continua)
186
(Continuação)
Empresa
Sigla
Período 1ª Revisão
2ª Revisão
3ª Revisão
4ª Revisão
(anos)
Elektro Eletricidade e Serviços S/A
Elektro
4
27/08/2003
27/08/2007
27/08/2011
Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A
Eletropaulo
4
04/07/2003
04/07/2007
04/07/2011
27/08/2015
04/07/2015
Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S/A
EDEVP
4
10/05/2004
10/05/2008
10/05/2012
10/05/2016
10/05/2016
Empresa Elétrica Bragantina S/A
EEB*
4
03/02/2004
10/05/2008
10/05/2012
Empresa Energética de Mato Grosso do Sul
Enersul
5
08/04/2003
08/04/2008
08/04/2013
08/04/2018
Empresa Força e Luz João Cesa Ltda.
EFLJC
4
30/03/2004
30/03/2008
14/08/2012
14/08/2016
Empresa Força e Luz Urussanga Ltda.
EFLUL
4
30/03/2004
30/03/2008
14/08/2012
14/08/2016
Empresa Luz e Força Santa Maria
ELFSM
4
07/02/2004
07/02/2008
07/02/2012
15/08/2016
Energisa Borborema
EBO
4
04/02/2005
04/02/2009
04/02/2013
04/02/2017
Energisa Minas Gerais
EMG
4
18/06/2004
18/06/2008
18/06/2012
18/06/2016
Energisa Nova Fibrurgo
ENF
4
18/06/2004
18/06/2008
18/06/2012
18/06/2016
Energisa Paraíba
EPB
4
28/08/2005
28/08/2009
28/08/2013
28/08/2017
Energisa Sergipe
ESE
5
22/04/2003
22/04/2008
22/04/2013
22/04/2018
Força e Luz Coronel Vivida Ltda.
Forcel
4
26/08/2004
26/08/2008
26/08/2012
26/08/2016
Hidroelétrica Panambi S/A
Hidropan
4
29/06/2005
29/06/2009
29/06/2013
29/06/2017
Iguaçu Distribuidora de Energia Elétrica
Ienergia
4
07/08/2004
07/08/2008
07/08/2012
07/08/2016
Light Serviços de Eletricidade S/A
Light
5
07/11/2003
07/11/2008
07/11/2013
07/11/2018
Muxfeldt Marin & Cia. Ltda.
MUX Energia
4
29/06/2005
29/06/2009
29/06/2013
29/06/2017
Rio Grande de Energia S/A
RGE
5
19/04/2003
19/04/2008
19/04/2013
19/04/2018
Usina Hidro Elétrica Nova Palma Ltda.
Uhenpal*
4
12/12/2004
19/04/2009
19/04/2013
19/04/2017
*Datas alteradas para a segunda revisão tarifária
187
APÊNDICE B - Relação das 52 empresas distribuidoras
Empresa
Sigla
Empresa
AES SUL Distribuidora Gaúcha de Energia
AES SUL
Companhia Jaguari de Energia Elétrica
CPFL Jaguari
Amazonas Distribuidora de Energia
Adesa
Companhia Luz e Força Mococa
CPFL Mococa
Ampla Energia e Serviços S/A
Ampla*
Companhia Luz e Força Santa Cruz
CPFL Santa Cruz
Bandeirante Energia S/A
Bandeirante Companhia Nacional de Energia Elétrica
CNEE*
Boa Vista Energia S/A
Boa Vista
CPFL Leste
Companhia Leste Paulista de Energia
Sigla
Caiuá Distribuição de Energia S/A
Caiuá*
Companhia Paulista de Força e Luz
CPFL Paulista
CEB Distribuição S/A
CEB Dis
Companhia Piratininga de Força e Luz
CPFL Piratininga
CEMIG Distribuição S/A
CEMIG - D Companhia Sul Paulista de Energia
Centrais Elétricas de Carazinho S/A
Eletrocar
Companhia Sul Sergipana de Eletricidade
Sulgipe
Centrais Elétricas Matogrossenses
Cemat
Copel Distribuição S/A
Copel Dis
Centrais Elétricas de Rondônia S/A
Ceron
Departamento Municipal de Energia de Ijuí
Demei
Centrais Elétricas de Santa Catarina S/A
Celesc
Elektro Eletricidade e Serviços S/A
Elektro
Centrais Elétricas do Pará S/A
Celpa
Eletropaulo Metropolitana Eletricidade de São Paulo S/A
Eletropaulo
Companhia Campolarguense de Energia
Cocel*
Empresa de Distribuição de Energia Vale Paranapanema S/A
EDEVP
Companhia de Eletricidade do Acre
Eletroacre
Empresa Elétrica Bragantina S/A
EEB
Companhia de Eletricidade do Amapá
CEA
Empresa Energética de Mato Grosso do Sul
Enersul
Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia
Coelba
Empresa Força e Luz João Cesa Ltda.
EFLJC
Companhia Energética de Alagoas
Ceal
Empresa Força e Luz Urussanga Ltda.
EFLUL
Companhia Energética de Goiás
Celg
Empresa Luz e Força Santa Maria
ELFSM
Companhia Energética de Pernambuco
Celpe
Energisa Minas Gerais
EMG
Escelsa
CPFL Sul Paulista
Companhia Energética do Ceará
Coelce
Espírito Santo Centrais Elétricas S.A
Companhia Energética do Maranhão
Cemar
Iguaçu Distribuidora de Energia Elétrica
Ienergia
Companhia Energética do Rio Grande do Norte
Cosern
Light Serviços de Eletricidade S/A
Light
Companhia Estadual de Energia Elétrica
CEEE-D
Muxfeldt Marin & Cia. Ltda.
MUX Energia
Companhia Força e Luz do Oeste
CFLO*
Rio Grande de Energia S/A
RGE
Companhia Hidroelétrica São Patrício
Chesp
Usina Hidro Elétrica Nova Palma Ltda.
Uhenpal
188
APÊNDICE C – Base de Remuneração Regulatória das 44 empresas
Nota Técnica nº 108/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
AES SUL
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2007-2010 2007-2010
2007-2010
2.185.710
2.659.949
1.508.251
3.751
4.565
2.588
103.944
126.497
71.727
157.423
191.579
108.630
1.920.592
2.337.308
1.325.306
1.217.649
1.481.845
840.240
968.061
1.178.104
668.011
3.751
4.565
2.588
964.310
1.173.539
665.423
742
742
742
45
45
45
22.073
22.073
22.073
883.226
1.069.902
616.556
13.355
13.355
13.355
1.066
1.066
1.066
12.289
12.289
12.289
4,47%
4,47%
4,47%
85.850
104.478
59.241
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
132.126
160.269
91.924
Nota Técnica nº 72/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
AMPLA
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008
2009-2014 2009-2014
2009-2014
4.877.603
5.654.552
3.676.489
5.521
6.400
4.161
338.360
392.257
255.039
181.707
210.651
136.961
4.352.015
5.045.244
3.280.328
1.640.508
1.901.823
1.236.531
3.237.095
3.752.729
2.439.958
5.521
6.400
4.161
3.231.574
3.746.329
2.435.796
5.039
5.039
5.039
0
0
0
68.454
68.454
68.454
2.966.707
3.427.564
2.254.251
21.300
21.300
21.300
2.166
2.166
2.166
19.134
19.134
19.134
4,43%
4,43%
4,43%
192.794
223.504
145.319
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
445.655
515.133
338.247
189
Nota Técnica nº 326/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
BANDEIRANTE
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2006 CH 31/12/2006
2007-2010 2007-2010
2007-2010
2.991.127
3.463.373
1.964.831
10.013
11.594
6.577
248.806
288.088
163.437
378.164
437.869
248.411
2.354.144
2.725.822
1.546.405
1.579.821
1.829.247
1.037.763
1.411.306
1.634.126
927.068
10.013
11.594
6.577
1.401.293
1.622.532
920.490
1.466
1.466
1.466
0
0
0
67.340
67.340
67.340
1.221.293
1.403.250
825.859
12.348
12.348
12.348
985
985
985
11.363
11.363
11.363
4,58%
4,58%
4,58%
107.820
124.843
70.825
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
183.170
210.601
123.555
Nota Técnica nº 229/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
CELPA
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2006 CH 31/12/2006
2007-2010 2007-2010
2007-2010
1.893.415
2.475.578
1.295.766
0
224.171
293.096
153.412
161.772
211.512
110.709
1.507.472
1.970.970
1.031.644
804.879
1.052.353
550.822
1.088.536
1.423.225
744.944
0
1.088.536
1.423.225
744.944
6.713
6.713
6.713
0
0
0
17.560
17.560
17.560
888.638
1.154.402
615.805
17.295
17.295
17.295
633
633
633
16.662
16.662
16.662
4,14%
4,14%
4,14%
62.409
81.598
42.710
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
132.577
172.643
91.445
190
Nota Técnica nº 150/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
CELPE
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008
2009-2013 2009-2013
2009-2013
3.684.304
3.997.065
2.415.803
9.636
10.454
6.318
229.223
248.682
150.302
398.629
432.469
261.382
3.046.816
3.305.461
1.997.801
1.710.301
1.855.489
1.121.447
1.974.003
2.141.576
1.294.356
9.590
10.404
6.288
1.964.413
2.131.172
1.288.068
4.300
4.300
4.300
0
0
0
16.315
16.315
16.315
1.755.805
1.903.105
1.158.381
99.373
99.373
99.373
11.997
11.997
11.997
87.376
87.376
87.376
4,86%
4,86%
4,86%
147.944
160.503
97.007
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
257.400
279.607
167.334
Nota Técnica nº 93/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
CEMIG-D
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2007-2010 2007-2010
2007-2010
17.509.554
10.691.503
9.718.650
24.881
15.193
13.810
4.081.383
2.492.132
2.265.365
1.346.720
822.320
747.495
12.056.570
7.361.858
6.691.980
8.787.799
5.365.915
4.877.654
8.721.755
5.325.588
4.840.996
24.881
15.193
13.810
8.696.874
5.310.395
4.827.186
11.162
11.162
11.162
0
0
0
37.872
37.872
37.872
4.664.525
2.867.297
2.610.855
306.379
306.379
306.379
18.852
18.852
18.852
287.527
287.527
287.527
4,66%
4,66%
4,66%
561.836
343.063
311.846
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
679.187
408.242
369.581
191
Nota Técnica nº 292/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
CEPISA
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008
2009-2013 2009-2013
2009-2013
1.201.474
908.832
663.568
5.457
4.128
3.014
180.993
136.909
99.962
342.984
259.444
189.428
672.040
508.352
371.164
682.489
516.256
376.935
518.985
392.576
286.633
3.552
2.687
1.962
515.433
389.889
284.671
4.245
4.245
4.245
0
0
0
1.966
1.966
1.966
340.651
259.192
190.921
21.756
21.756
21.756
997
997
997
20.759
20.759
20.759
4,45%
4,45%
4,45%
29.906
22.622
16.517
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
49.621
37.341
27.048
Nota Técnica nº 379/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
CERON
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008
2009-2012 2009-2012
2009-2012
759.346
714.824
513.846
19.763
18.604
13.374
123.474
116.234
83.554
45.909
43.217
31.066
570.200
536.768
385.852
309.610
291.457
209.512
449.736
423.367
304.334
19.763
18.604
13.374
429.973
404.763
290.961
7.006
7.006
7.006
0
0
0
2.344
2.344
2.344
315.849
297.878
216.756
7.376
7.376
7.376
819
819
819
6.557
6.557
6.557
4,16%
4,16%
4,16%
23.720
22.330
16.051
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
47.069
44.360
32.130
192
Nota Técnica nº115/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
COELBA
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2010-2012 2010-2012
2010-2012
8.147.788
7.665.948
4.682.503
44.906
42.250
25.807
1.638.814
1.541.899
941.820
1.263.652
1.188.923
726.216
5.200.416
4.892.876
2.988.659
3.779.307
3.555.808
2.171.953
4.368.481
4.110.140
2.510.550
73.344
69.007
42.151
4.295.137
4.041.133
2.468.399
6.112
6.112
6.112
0
0
0
83.695
83.695
83.695
2.746.130
2.589.042
1.616.386
48.311
48.311
48.311
4.138
4.138
4.138
44.173
44.173
44.173
4,56%
4,56%
4,56%
237.139
223.115
136.283
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
410.309
386.627
239.991
Nota Técnica nº 184/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
COPEL-D
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2008-2011 2008-2011
2008-2011
9.335.168
6.889.505
4.462.250
223.965
165.290
107.056
1.658.592
1.224.068
792.814
752.079
555.046
359.497
6.700.532
4.945.101
3.202.883
5.680.682
4.192.435
2.715.390
3.654.486
2.697.070
1.746.860
223.966
165.291
107.057
3.430.520
2.531.779
1.639.803
33.199
33.199
33.199
0
0
0
115.603
115.603
115.603
1.920.730
1.456.514
995.791
60.418
60.418
60.418
3.577
3.577
3.577
56.841
56.841
56.841
4,49%
4,49%
4,49%
300.854
222.035
143.809
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
284.815
214.831
145.374
193
Nota Técnica nº 125/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
COSERN
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2007-2010 2007-2010
2007-2010
1.487.035
1.345.792
796.436
5.538
5.012
2.966
218.274
197.542
116.905
103.934
94.062
55.666
1.159.289
1.049.176
620.900
680.477
615.843
364.454
806.558
729.949
431.982
5.074
4.592
2.718
801.484
725.357
429.264
1.353
1.353
1.353
0
0
0
8.523
8.523
8.523
593.086
537.691
322.235
19.057
19.057
19.057
1.521
1.521
1.521
17.536
17.536
17.536
4,57%
4,57%
4,57%
52.980
47.947
28.375
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
87.947
79.596
47.114
Nota Técnica nº 88/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
CPFL PAULISTA
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2007-2010 2007-2010
2007-2010
7.414.586
7.759.403
4.064.724
39.975
41.834
21.915
883.775
924.875
484.491
949.926
994.103
520.756
5.540.910
5.798.591
3.037.563
4.272.000
4.470.670
2.341.938
3.142.586
3.288.733
1.722.786
39.734
41.582
21.782
3.102.852
3.247.151
1.701.004
4.171
4.171
4.171
4766
4766
4766
102.286
102.286
102.286
2.330.300
2.433.499
1.327.735
12.363
12.363
12.363
1.290
1.290
1.290
11.073
11.073
11.073
4,55%
4,55%
4,55%
252.111
263.836
138.209
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
350.385
365.943
199.241
194
Nota Técnica nº 327/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
CPFL PIRATININGA
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2006 CH 31/12/2006
2007-2010 2007-2010
2007-2010
2.416.479
2.185.464
1.523.249
3.697
3.344
2.330
238.139
215.373
150.113
182.062
164.657
114.764
1.992.581
1.802.091
1.256.041
1.216.836
1.100.507
767.043
1.199.643
1.084.957
756.206
3.697
3.344
2.330
1.195.946
1.081.614
753.875
1.344
1.344
1.344
0
0
0
65.875
65.875
65.875
1.025.026
933.460
670.981
2.570
2.570
2.570
215
215
215
2.355
2.355
2.355
4,07%
4,07%
4,07%
81.098
73.345
51.121
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
154.334
140.529
100.959
Nota Técnica nº 267/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
ELEKTRO
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2006 CH 31/12/2006
2007-2011 2007-2011
2007-2011
4.644.030
4.380.509
2.466.286
34.275
32.330
18.202
504.090
475.486
267.705
203.442
191.898
108.041
3.902.223
3.680.795
2.072.338
2.389.518
2.253.927
1.268.992
2.254.512
2.126.582
1.197.294
34.098
32.163
18.108
2.220.414
2.094.419
1.179.186
3.321
3.321
3.321
0
0
0
69.160
69.160
69.160
1.788.805
1.691.414
983.962
17.673
17.673
17.673
1.013
1.013
1.013
16.660
16.660
16.660
4,63%
4,63%
4,63%
180.673
170.421
95.949
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
268.284
253.601
146.948
195
Nota Técnica nº 381/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
ELETROACRE
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008
2009-2012 2009-2012
2009-2012
413.715
344.347
272.813
245
204
162
110.918
92.320
73.142
6.082
5.062
4.011
296.470
246.761
195.499
132.714
110.462
87.515
281.001
233.885
185.298
245
204
162
280.756
233.681
185.137
1.031
1.031
1.031
0
0
0
753
753
753
171.622
143.145
113.779
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4,01%
4,01%
4,01%
11.888
9.895
7.840
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
25.873
21.580
17.153
Nota Técnica nº 286/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
ELETROBRÁS- ALAGOAS
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008
2009-2013 2009-2013
2009-2013
1.156.199
933.530
688.272
10.694
8.634
6.366
223.948
180.819
133.314
64.888
52.391
38.627
856.669
691.686
509.965
547.634
442.167
326.000
608.565
491.363
362.272
10.654
8.602
6.342
597.911
482.761
355.930
3.371
3.371
3.371
0
0
0
3.552
3.552
3.552
380.886
308.866
229.539
25.588
25.588
25.588
2.300
2.300
2.300
23.288
23.288
23.288
4,51%
4,63%
4,63%
38.636
32.025
23.611
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
55.476
44.618
32.659
196
Nota Técnica nº 201/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
ELETROPAULO
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2006 CH 31/12/2006
2007-2010 2007-2010
2007-2010
13.106.067
15.440.498
7.749.018
138.462
163.125
81.866
882.724
1.039.953
521.914
1.204.947
1.419.570
712.430
10.879.934
12.817.850
6.432.807
7.545.924
8.889.992
4.461.560
5.560.143
6.550.506
3.287.458
138.245
162.869
81.738
5.421.898
6.387.638
3.205.720
30.231
30.231
30.231
2443
2443
2443
250.286
250.286
250.286
4.822.134
5.630.644
2.966.766
0
0
0
0
0
0
0
4,32%
4,32%
4,32%
470.013
553.731
277.897
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
726.973
848.862
447.262
Nota Técnica nº 179/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
ENERGISA MG
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2007-2010 2007-2010
2007-2010
672.766
710.788
372.443
4.081
4.312
2.259
190.798
201.581
105.626
71.690
75.742
39.688
406.197
429.154
224.871
314.608
332.388
174.167
358.158
378.400
198.276
4.081
4.312
2.259
354.077
374.088
196.017
249
249
249
0
0
0
3.192
3.192
3.192
166.720
175.948
93.832
13.813
13.813
13.813
832
832
832
12.981
12.981
12.981
4,69%
4,69%
4,69%
19.051
20.127
10.546
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
24.050
25.441
13.061
197
Nota Técnica nº 166/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
ENERGISA NOVA FRIBURGO
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2007-2010 2007-2010
2007-2010
144.893
121.235
78.838
1.519
1.271
827
9.083
7.600
4.942
12.162
10.176
6.617
122.129
102.188
66.452
61.887
51.782
33.673
83.006
69.453
45.165
0
83.006
69.453
45.165
70
70
70
0
0
0
1.858
1.858
1.858
74.332
63.781
42.150
996
996
996
83
83
83
913
913
913
4,38%
4,38%
4,38%
5.349
4.476
2.911
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
11.130
9.539
6.278
Nota Técnica nº 103/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
ENERGISA SERGIPE
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2007-2010 2007-2010
2007-2010
777.416
736.024
508.131
4.078
3.861
2.665
121.373
114.911
79.331
45.716
43.282
29.881
606.249
573.970
396.254
331.804
314.138
216.872
445.612
421.886
291.259
3.813
3.610
2.492
441.799
418.276
288.767
318
318
318
0
0
0
4.071
4.071
4.071
324.815
307.755
213.824
6.446
6.446
6.446
476
476
476
5.970
5.970
5.970
4,75%
4,75%
4,75%
28.797
27.264
18.822
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
48.469
45.897
31.737
198
Nota Técnica nº 97/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
ENERSUL
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2008-2012 2008-2012
2008-2012
2.106.142
2.729.424
1.676.265
6.187
8.018
4.924
308.093
399.269
245.209
349.130
452.450
277.870
1.442.732
1.869.687
1.148.261
967.763
1.254.158
770.236
1.138.379
1.475.266
906.029
6.187
8.018
4.924
1.132.192
1.467.248
901.104
1.467
1.467
1.467
0
0
0
3.925
3.925
3.925
829.491
1.073.371
661.287
49.228
49.228
49.228
2.787
2.787
2.787
46.441
46.441
46.441
4,21%
4,21%
4,21%
60.739
78.714
48.342
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
121.172
157.938
95.814
Nota Técnica nº244/2010-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
ESCELSA
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
5ª REVISÃO
VNR
CHC 31/12/2009 CH 31/12/2009
2010-2012 2010-2012
2010-2012
3.018.030
3.324.398
1.833.706
34.521
38.025
20.974
281.615
310.202
171.105
300.143
330.611
182.362
2.401.751
2.645.559
1.459.265
1.493.459
1.645.064
907.401
1.524.571
1.679.334
926.305
34.521
38.025
20.974
1.490.050
1.641.309
905.330
1.386
1.386
1.386
0
0
0
87.282
87.282
87.282
1.297.103
1.419.774
822.893
80.568
80.568
80.568
6.621
6.621
6.621
73.947
73.947
73.947
4,28%
4,28%
4,28%
102.795
113.230
62.457
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
189.369
207.863
117.879
199
Nota Técnica nº 329/2009-SRE/ANEEL
Milhares R$
LIGHT SESA
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2007-2010 2007-2010
2007-2010
9.856.186
10.875.948
5.949.661
148.168
163.498
89.441
400.433
441.863
241.720
1.230.148
1.357.424
742.576
8.077.437
8.913.162
4.875.924
4.832.831
5.332.856
2.917.326
5.023.355
5.543.092
3.032.335
147.422
162.675
88.991
4.875.933
5.380.417
2.943.344
12.755
12.755
12.755
0
0
0
185.455
185.455
185.455
4.673.710
5.136.764
2.899.834
3.505
3.505
3.505
50
50
50
3.455
3.455
3.455
4,25%
4,25%
4,25%
343.291
378.809
207.227
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
704.308
774.117
436.883
Nota Técnica nº 107/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
RIO GRANDE ENERGIA- RGE
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2008-2013 2008-2013
2008-2013
2.393.190
2.001.544
979.509
20.092
16.804
8.223
180.049
150.584
73.692
25.113
21.003
10.279
2.167.936
1.813.153
887.315
1.155.198
966.150
472.811
1.237.992
1.035.394
506.698
19.986
16.715
8.180
1.218.006
1.018.679
498.518
4.669
4.669
4.669
3330
3330
3330
15.971
15.971
15.971
1.061.927
892.065
448.796
19.538
19.538
19.538
1.296
1.296
1.296
18.242
18.242
18.242
4,18%
4,18%
4,18%
90.620
75.790
37.090
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
158.569
132.961
66.135
200
Nota Técnica nº 237/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
CELESC
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2008-2012 2008-2012
2008-2012
4.754.940
4.705.692
2.655.430
0
693.104
685.925
387.069
409.740
405.496
228.822
3.652.096
3.614.270
2.039.539
2.264.713
2.241.257
1.264.745
2.490.227
2.464.435
1.390.685
0
2.490.227
2.464.435
1.390.685
23.197
23.197
23.197
0
0
0
25.360
25.360
25.360
1.845.680
1.827.067
1.052.173
61.903
61.903
61.903
4.909
4.909
4.909
56.994
56.994
56.994
4,38%
4,38%
4,38%
159.962
158.305
89.332
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
273.488
270.682
153.861
Nota Técnica nº 91/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
CEMAT
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2007-2010 2007-2010
2007-2010
2.149.112
2.680.402
1.616.511
0
303.538
378.577
228.314
180.785
225.478
135.982
1.664.789
2.076.348
1.252.215
832.860
1.038.754
626.458
1.316.252
1.641.648
990.053
0
1.316.252
1.641.648
990.053
9.532
9.532
9.532
0
0
0
10.534
10.534
10.534
1.032.780
1.283.137
781.805
133.603
133.603
133.603
11.993
11.993
11.993
121.610
121.610
121.610
4,44%
4,44%
4,44%
73.917
92.190
55.598
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
145.538
183.281
107.702
201
Nota Técnica nº186/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
COCEL
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2007-2010 2007-2010
2007-2010
68.120
62.344
41.316
0
11.159
10.213
6.768
11.693
10.702
7.092
45.268
41.430
27.456
41.136
37.648
24.950
26.984
24.696
16.366
0
26.984
24.696
16.366
642
642
642
0
0
0
671
671
671
17.138
15.796
10.911
1.357
1.357
1.357
1.256
1.256
1.256
101
101
101
4,78%
4,78%
4,78%
2.164
1.980
1.312
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
2.575
2.373
1.636
Nota Técnica nº43/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
ENERGISA BORBOREMA
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008
2007-2010 2007-2010
2007-2010
133.417
135.390
87.963
51
52
34
25.960
26.344
17.116
22.632
22.967
14.921
84.774
86.028
55.892
67.891
68.895
44.761
65.526
66.495
43.202
51
52
34
65.475
66.443
43.168
138
138
138
0
0
0
659
659
659
40.312
40.896
26.850
531
531
531
42
42
42
489
489
489
4,81%
4,81%
4,81%
4.078
4.138
2.688
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
6.036
6.125
4.007
202
Nota Técnica nº 106/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
COELCE
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2006 CH 31/12/2006
2007-2010 2007-2010
2007-2010
2.969.194
3.660.640
2.361.653
4.603
5.675
3.661
440.084
542.568
350.036
327.445
403.698
260.445
2.197.062
2.708.699
1.747.511
1.182.949
1.458.426
940.900
1.786.245
2.202.214
1.420.753
4.603
5.675
3.661
1.781.642
2.196.539
1.417.092
473
473
473
0
0
0
8.220
8.220
8.220
1.350.251
1.662.664
1.075.748
26.970
26.970
26.970
2.145
2.145
2.145
24.825
24.825
24.825
4,46%
4,46%
4,46%
97.989
120.808
77.939
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
201.486
248.585
160.103
Nota Técnica nº 291/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
ENERGISA PARAÍBA
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008
2009-2013 2009-2013
2009-2013
1.220.310
1.099.847
763.205
3.907
3.521
2.444
215.956
194.638
135.063
143.372
129.219
89.668
857.075
772.469
536.031
511.630
461.124
319.983
708.680
638.723
443.222
13.436
12.110
8.403
695.244
626.613
434.819
858
858
858
0
0
0
14.650
14.650
14.650
494.796
447.483
315.264
16.864
16.864
16.864
1.320
1.320
1.320
15.544
15.544
15.544
4,66%
4,66%
4,66%
39.940
35.997
24.979
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
73.295
66.163
46.230
203
Nota Técnica nº 354/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
ELETROBRÁS RORAIMA
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008
2009-2013 2009-2013
2009-2013
135.505
154.597
108.914
2.618
2.987
2.104
9.515
10.856
7.648
9.939
11.339
7.989
113.433
129.415
91.173
29.272
33.396
23.528
106.233
121.201
85.386
2.618
2.987
2.104
103.615
118.214
83.282
1.724
1.724
1.724
0
0
0
427
427
427
96.251
109.509
77.785
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4,50%
4,50%
4,50%
5.104
5.824
4.103
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
14.511
16.509
11.727
Nota Técnica nº 320/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
CEEE-D
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2007-2010 2007-2010
2007-2010
2.913.600
1.775.067
1.665.543
38.083
23.201
21.770
171.959
104.763
98.299
279.171
170.081
159.587
2.424.387
1.477.021
1.385.887
1.498.064
912.673
856.360
1.415.536
862.394
809.183
38.083
23.201
21.770
1.377.453
839.193
787.413
11.014
11.014
11.014
0
0
0
11.983
11.983
11.983
1.228.491
757.426
712.111
18.289
18.289
18.289
2.008
2.008
2.008
16.281
16.281
16.281
4,41%
4,41%
4,41%
106.915
65.137
61.118
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
183.844
112.827
105.996
204
Nota Técnica nº 199/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
CELTINS
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2008-2012 2008-2012
2008-2012
1.268.752
992.358
696.865
7.562
5.915
4.153
565.432
442.254
310.565
34.160
26.718
18.762
661.598
517.471
363.384
469.729
367.400
258.000
799.023
624.958
438.865
7.562
5.915
4.153
791.461
619.043
434.712
1.988
1.988
1.988
0
0
0
3.333
3.333
3.333
231.350
182.110
129.468
13.984
13.984
13.984
1.394
1.394
1.394
12.590
12.590
12.590
4,51%
4,51%
4,51%
29.838
23.338
16.389
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
33.826
26.403
18.466
Nota Técnica nº 287/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
CEMAR
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008
2008-2012 2008-2012
2008-2012
3.104.838
3.184.187
1.999.843
7.825
8.025
5.040
638.494
654.812
411.257
211.203
216.601
136.037
2.247.316
2.304.750
1.447.508
1.346.996
1.381.421
867.607
1.757.842
1.802.766
1.132.236
7.741
7.939
4.986
1.750.101
1.794.828
1.127.250
5.666
5.666
5.666
0
0
0
3.872
3.872
3.872
1.121.145
1.149.554
725.530
68.359
68.359
68.359
6.431
6.431
6.431
61.928
61.928
61.928
4,52%
4,52%
4,52%
101.579
104.175
65.427
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
163.847
168.129
104.205
205
Nota Técnica nº 303/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
CELG-D
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008
2007-2010 2007-2010
2007-2010
3.795.716
3.500.061
2.063.051
31.357
28.915
17.043
874.356
806.251
475.231
615.116
567.204
334.328
2.274.887
2.097.692
1.236.449
1.864.962
1.719.697
1.013.646
1.930.754
1.780.364
1.049.405
31.357
28.915
17.043
1.899.397
1.751.450
1.032.362
14.221
14.221
14.221
0
0
0
26.004
26.004
26.004
1.065.266
985.424
597.356
42.328
42.328
42.328
3.859
3.859
3.859
38.469
38.469
38.469
4,39%
4,39%
4,39%
99.963
92.177
54.332
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
157.383
145.346
86.842
Nota Técnica nº 123/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
CAIUÁ
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2007-2010 2007-2010
2007-2010
292.060
232.884
158.809
6.873
5.480
3.737
47.563
37.926
25.863
55.159
43.983
29.993
182.465
145.495
99.216
156.688
124.941
85.200
135.372
107.943
73.609
6.873
5.480
3.737
128.499
102.463
69.872
817
817
817
72
72
72
3.212
3.212
3.212
85.037
68.638
48.110
2.486
2.486
2.486
229
229
229
2.257
2.257
2.257
4,43%
4,43%
4,43%
8.083
6.445
4.395
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
12.631
10.159
7.064
206
Nota Técnica nº 124/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
BRAGANTINA
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2007-2010 2007-2010
2007-2010
209.040
204.001
150.296
1.498
1.462
1.077
44.357
43.288
31.892
18.641
18.192
13.403
144.544
141.060
103.925
80.967
79.015
58.214
128.073
124.986
92.082
1.499
1.463
1.078
126.574
123.523
91.004
578
578
578
172
172
172
1.865
1.865
1.865
84.832
82.850
61.728
6.291
6.291
6.291
439
439
439
5.852
5.852
5.852
4,49%
4,49%
4,49%
6.490
6.334
4.666
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
12.300
12.001
8.817
Nota Técnica nº 132/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
CNEE
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2007-2010 2007-2010
2007-2010
117.769
90.914
63.308
2.139
1.651
1.150
25.786
19.906
13.862
14.235
10.989
7.652
75.609
58.368
40.644
53.998
41.685
29.027
63.771
49.229
34.281
2.139
1.651
1.150
61.632
47.578
33.131
571
571
571
0
0
0
1.479
1.479
1.479
37.896
29.722
21.319
575
575
575
31
31
31
544
544
544
4,56%
4,56%
4,56%
3.449
2.663
1.854
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
5.668
4.435
3.169
207
Nota Técnica nº 121/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
EDEVP
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2008-2012 2008-2012
2008-2012
226.663
151.217
136.512
0
43.876
29.272
26.425
40.735
27.176
24.533
142.052
94.769
85.553
120.902
80.659
72.815
105.761
70.558
63.697
0
105.761
70.558
63.697
610
610
610
79
79
79
2.022
2.022
2.022
64.596
43.997
39.982
2.607
2.607
2.607
210
210
210
2.397
2.397
2.397
4,68%
4,68%
4,68%
6.642
4.431
4.000
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
9.538
6.433
5.827
Nota Técnica nº 183/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
CFLO
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2008-2011 2008-2011
2008-2011
47.713
33.523
31.598
76
53
50
9.471
6.654
6.272
5.452
3.831
3.611
32.714
22.985
21.665
25.047
17.598
16.587
22.666
15.925
15.011
76
53
50
22.590
15.872
14.960
329
329
329
0
0
0
793
793
793
14.241
10.339
9.810
877
877
877
54
54
54
823
823
823
4,82%
4,82%
4,82%
1.577
1.108
1.044
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
2.078
1.490
1.410
208
Nota Técnica nº 279/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
CHESP
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2008-2011 2008-2011
2008-2011
50.761
35.789
30.865
0
7.804
5.502
4.745
9.121
6.431
5.546
33.836
23.856
20.574
21.364
15.063
12.990
29.397
20.726
17.875
0
29.397
20.726
17.875
239
239
239
0
0
0
70
70
70
21.902
15.533
13.439
1.192
1.192
1.192
85
85
85
1.107
1.107
1.107
4,13%
4,13%
4,13%
1.396
984
849
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
3.209
2.249
1.933
Nota Técnica nº 24/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
EFLSM
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2007-2010 2007-2010
2007-2010
180.082
112.768
101.329
34.989
21.910
19.688
28.942
18.124
16.285
116.151
72.734
65.356
72.645
45.491
40.876
107.437
67.277
60.453
0
107.437
67.277
60.453
715
715
715
0
0
0
808
808
808
73.971
46.890
42.288
14.957
14.957
14.957
1.196
1.196
1.196
13.761
13.761
13.761
4,68%
4,68%
4,68%
5.439
3.406
3.060
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
10.002
5.919
5.225
209
Nota Técnica nº 210/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
ELETROCAR
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2008 CH 31/12/2008
2009-2013 2009-2013
2009-2013
41.953
31.541
28.285
0
5.543
4.167
3.737
17.017
12.794
11.473
19.393
14.580
13.075
27.068
20.350
18.249
14.885
11.191
10.036
356
268
240
14.529
10.923
9.796
627
627
627
0
0
0
2.069
2.069
2.069
11.682
9.452
8.754
32
32
32
4
4
4
28
28
28
4,56%
4,56%
4,56%
884
665
596
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
1.759
1.423
1.317
Nota Técnica nº 032/2009-SRE/ANEEL - IPCA
Milhares R$
CPFL SANTA CRUZ
(1) Ativo Imobilizado em Serviço (Valor Novo de Reposição)
(2) Índice de Aproveitamento Integral
(3) Obrigações Especiais Bruta
(4) Bens Totalmente Depreciados
(5) Base de Remuneração Bruta = (1)-(2)-(3)-(4)
(6) Depreciação Acumulada
(7) AIS Líquido (Valor de Mercado em Uso) (1)-(6)
(8) Índice de Aproveitamento Depreciado
(9) Valor da Base de Remuneração (VBR) - (7-8)
(10) Almoxarifado em Operação
(11) Ativo Diferido
(12) Terrenos e Servidões
(13) Base de Remuneração Líquida Total = (1)-(6)-(8)-(3)+(10)+(11)+(12)
(14) Base de Remuneração Bruta - RGR PLPT
(15) Depreciação Acumulada RGR PLPT
(16) Base de Remuneração Líquida RGR PLPT
(17) Taxa de Depreciação
(18) Quota de Reintegração Regulatória = (5) * (17)
(19) WACC real antes de impostos
(20) Taxa RGR PLPT
(22) Remuneração do Capital [(13)-(14)]*(19)/1-34% + (16)*(20)
VNR
CHC 31/12/2007 CH 31/12/2007
2008-2011 2008-2011
2008-2011
296.696
236.349
221.797
6.790
5.409
5.076
55.841
44.483
41.744
0
234.065
186.457
174.977
154.547
123.113
115.533
142.149
113.236
106.264
6.790
5.409
5.076
135.359
107.827
101.188
284
284
284
0
0
0
5.612
5.612
5.612
85.414
69.240
65.340
6.214
6.214
6.214
434
434
434
5.780
5.780
5.780
4,62%
4,62%
4,62%
10.814
8.614
8.084
9,95%
9,95%
9,95%
6,72%
6,72%
6,72%
12.394
9.956
9.368
210
APÊNDICE D – Índice de Reposicionamento Tarifário das 44 empresas
ESCELSA - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
1.217.663
1.217.663
CELESC - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
2.530.830 2.530.830
CEMAT - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
811.674
811.674
COCEL - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
269.282
14.748
189.369
102.795
576.194
5.445
1.788.412
1.712.810
4,41%
436.524
27.013
159.962
273.488
896.987
24.918
3.402.899
3.745.896
-9,16%
238.737
15.825
145.538
73.917
474.017
5.816
1.279.875
1.360.325
-5,91%
269.282
14.748
207.863
113.230
605.123
5.445
1.817.341
1.712.810
6,10%
436.524
27.013
158.305
270.682
892.524
24.918
3.398.436
3.745.896
-9,28%
238.737
15.825
183.281
92.190
530.033
5.816
1.335.891
1.360.325
-1,80%
CHC
30.942
10.319
132
2.575
2.164
15.190
252
45.880
51.981
-11,74%
30.942
10.319
132
2.373
1.980
14.804
252
45.494
51.981
-12,48%
COELBA - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
1.784.426
1.784.426
LIGHT - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
3.529.171
3.529.171
ENERGISA MG - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
213.717
213.717
CELPE - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
1.584.500
1.584.500
608.101
37.102
410.309
237.139
1.292.651
11.666
3.065.411
3.554.098
-13,75%
583.380
66.797
704.308
343.291
1.697.776
19.221
5.207.726
5.102.841
2,06%
80.734
2.744
24.050
19.050
126.578
1.430
338.865
365.941
-7,40%
443.014
257.400
147.944
848.358
8.554
2.424.304
2.583.411
-6,16%
608.101
37.102
386.627
223.115
1.254.945
11.666
3.027.705
3.554.098
-14,81%
583.380
66.797
774.117
378.809
1.803.103
19.221
5.313.053
5.102.841
4,12%
80.734
2.744
25.441
20.127
129.046
1.430
341.333
365.941
-6,72%
443.014
279.607
160.503
883.124
8.554
2.459.070
2.583.411
-4,81%
211
ENERGISA PARAÍBA - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
419.834
419.834
VNR
CHC
1.311.594
1.311.594
200.704
66.163
35.997
302.864
3.417
719.281
856.517
-16,02%
RGE - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
ELETROBRÁS RORAIMA - IPCA VNR
CHC
PARCELA A
88.487
88.487
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
19.019
19.019
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
319
319
REMUNERAÇÃO
14.511
16.509
QRR
5.104
5.824
TOTAL PARCELA B
38.953
41.671
OUTRAS RECEITAS
574
574
Receita Requerida Líquida
126.866
129.584
Receita Verificada
158.691
158.691
Reposicionamento Tarifário
-20,05%
-18,34%
CEEE-D - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
1.205.323
1.205.323
BRAGANTINA - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
108.041
108.041
CAIUÁ-D - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
143.105
143.105
CHESP - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
ELFSM - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CPFL PIRATININGA - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
1.412.614
1.412.614
200.704
73.295
39.940
313.939
3.417
730.356
856.517
-14,73%
30.362
1.267
12.300
6.490
50.419
485
157.975
154.585
2,19%
30.362
1.267
12.001
6.334
49.964
485
157.520
154.585
1,90%
CHC
10.288
9.207
68
3.209
1.396
13.880
230
23.938
26.671
-10,25%
218.367
14.843
154.334
81.098
468.642
13.151
1.868.105
2.159.675
-13,50%
10.288
9.207
68
2.249
984
12.508
230
22.566
26.671
-15,39%
218.367
14.843
140.529
73.345
447.084
13.151
1.846.547
2.159.675
-14,50%
229.465
14.127
158.569
90.620
492.781
12.170
1.792.205
1.950.452
-8,11%
241.743
14.179
183.844
106.915
546.681
11.298
1.740.706
1.747.446
-0,39%
41.512
1.580
12.631
8.083
63.806
1.289
205.622
223.614
-8,05%
229.465
14.127
132.961
75.790
452.343
12.170
1.751.767
1.950.452
-10,19%
241.743
14.179
112.827
65.147
433.896
11.298
1.627.921
1.747.446
-6,84%
41.512
1.580
10.159
6.445
59.696
1.289
201.512
223.614
-9,88%
CHC
48.988
20.432
231
10.002
5.439
36.104
464
84.628
99.347
-14,82%
48.988
20.432
231
7.069
3.386
31.118
464
79.642
99.347
-19,83%
ELETROBRÁS ALAGOAS - IPCA VNR
CHC
PARCELA A
335.645
335.645
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
147.816
147.816
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
7.052
7.052
REMUNERAÇÃO
55.476
44.618
QRR
38.636
32.025
TOTAL PARCELA B
248.980
231.511
OUTRAS RECEITAS
2.152
2.152
Receita Requerida Líquida
582.473
565.004
Receita Verificada
707.806
707.806
Reposicionamento Tarifário
-17,71%
-20,18%
212
COSERN - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
496.890
496.890
CPFL PAULISTA - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
3.314.617
3.314.617
ENERSUL - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
501.299
501.299
ELEKTRO - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
1.494.629
1.494.629
CEPISA - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
330.567
330.567
159.118
9.233
87.947
52.980
309.278
4.116
802.052
872.139
-8,04%
542.306
34.599
350.385
252.111
1.179.401
27.276
4.466.742
5.198.356
-14,07%
176.333
6.884
121.172
60.739
365.128
1.285
865.142
937.959
-7,76%
438.501
18.579
268.284
180.673
906.037
12.659
2.388.007
3.004.559
-20,52%
176.670
7.351
49.621
29.906
263.548
2.506
591.609
659.728
-10,33%
159.118
9.233
79.596
47.947
295.894
4.116
788.668
872.139
-9,57%
542.306
34.599
365.943
263.836
1.206.684
27.276
4.494.025
5.198.356
-13,55%
176.333
6.884
157.938
78.714
419.869
1.285
919.883
937.959
-1,93%
438.501
18.579
253.601
170.421
881.102
12.659
2.363.072
3.004.559
-21,35%
176.670
7.351
37.341
22.622
243.984
2.506
572.045
659.728
-13,29%
AES SUL - IPCA
VNR
CHC
PARCELA A
1.142.251
1.142.251
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
215.495
215.495
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
12.291
12.291
REMUNERAÇÃO
132.126
160.269
QRR
85.850
104.478
TOTAL PARCELA B
445.762
492.533
OUTRAS RECEITAS
11.060
11.060
Receita Requerida Líquida
1.576.953
1.623.724
Receita Verificada
1.621.296
1.621.296
Reposicionamento Tarifário
-2,74%
0,15%
COPEL - IPCA
VNR
CHC
PARCELA A
2.778.877
2.778.877
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
676.076
676.076
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
34.433
34.433
REMUNERAÇÃO
284.815
214.831
QRR
300.854
222.035
TOTAL PARCELA B
1.296.178
1.147.375
OUTRAS RECEITAS
46.627
46.627
Receita Requerida Líquida
4.028.428
3.879.625
Receita Verificada
4.354.471
4.354.471
Reposicionamento Tarifário
-7,49%
-10,90%
BANDEIRANTE - IPCA
VNR
CHC
PARCELA A
1.401.674
1.401.674
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
247.177
247.177
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
15.064
15.064
REMUNERAÇÃO
183.170
210.601
QRR
107.820
124.843
TOTAL PARCELA B
553.231
597.685
OUTRAS RECEITAS
12.443
12.443
Receita Requerida Líquida
1.942.462
1.986.916
Receita Verificada
2.153.377
2.153.377
Reposicionamento Tarifário
-9,79%
-7,73%
ENERGISA SE - IPCA
VNR
CHC
PARCELA A
242.411
242.411
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
99.829
99.829
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
5.070
5.070
REMUNERAÇÃO
48.469
45.897
QRR
28.797
27.264
TOTAL PARCELA B
182.165
178.060
OUTRAS RECEITAS
1.942
1.942
Receita Requerida Líquida
422.634
418.529
Receita Verificada
494.278
494.278
Reposicionamento Tarifário
-14,49%
-15,33%
CERON - IPCA
VNR
CHC
PARCELA A
339.919
339.919
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
120.532
120.532
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
5.804
5.804
REMUNERAÇÃO
47.069
44.360
QRR
23.720
22.330
TOTAL PARCELA B
197.125
193.026
OUTRAS RECEITAS
2.145
2.145
Receita Requerida Líquida
534.899
530.800
Receita Verificada
665.806
665.806
Reposicionamento Tarifário
-19,66%
-20,28%
213
ELETROPAULO - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
5.419.587
5.419.587
CELTINS - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
197.438
197.438
CNEE - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
ELETROCAR - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
ELETROACRE - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
114.526
114.526
786.166
88.210
726.973
470.013
2.071.362
42.618
7.448.331
8.102.031
-8,07%
119.625
4.796
33.826
29.838
188.085
600
384.923
414.951
-7,24%
786.166
88.210
848.862
553.731
2.276.969
42.618
7.653.938
8.102.031
-5,53%
119.625
4.796
26.403
23.338
174.162
600
371.000
414.951
-10,59%
CHC
68.519
68.519
24.127
253
5.668
3.449
33.497
367
101.649
112.816
-9,90%
24.127
253
4.435
2.663
31.478
367
99.630
112.816
-11,69%
CHC
29.399
29.399
11.321
115
1.759
884
14.079
176
43.302
44.492
-2,67%
11.321
115
1.423
665
13.524
176
42.747
44.492
-3,92%
47.584
2.315
25.873
11.888
87.660
727
201.459
216.480
-6,94%
47.584
2.315
21.580
9.895
81.374
727
195.173
216.480
-9,84%
CELPA - IPCA
VNR
CHC
PARCELA A
670.200
670.200
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
331.318
331.318
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
14.820
14.820
REMUNERAÇÃO
132.577
172.643
QRR
62.409
81.598
TOTAL PARCELA B
541.124
600.379
OUTRAS RECEITAS
3.482
3.482
Receita Requerida Líquida
1.207.842
1.267.097
Receita Verificada
1.318.335
1.318.335
Reposicionamento Tarifário
-8,38%
-3,89%
CEMAR - IPCA
VNR
CHC
PARCELA A
588.475
588.475
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
265.629
265.629
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
12.744
12.744
REMUNERAÇÃO
163.847
168.129
QRR
101.579
104.175
TOTAL PARCELA B
543.799
550.677
OUTRAS RECEITAS
4.855
4.855
Receita Requerida Líquida
1.127.419
1.134.297
Receita Verificada
1.267.126
1.267.126
Reposicionamento Tarifário
-11,03%
-10,48%
EDEVP
VNR
CHC
PARCELA A
112.169
112.169
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
37.367
37.367
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
1.241
1.241
REMUNERAÇÃO
9.538
6.433
QRR
6.642
4.431
TOTAL PARCELA B
54.788
49.472
OUTRAS RECEITAS
1.168
1.168
Receita Requerida Líquida
165.789
160.473
Receita Verificada
174.091
174.091
Reposicionamento Tarifário
-4,77%
-7,82%
CPFL SANTA CRUZ
VNR
CHC
PARCELA A
124.340
124.340
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
41.789
41.789
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
1.440
1.440
REMUNERAÇÃO
12.394
9.956
QRR
10.814
8.614
TOTAL PARCELA B
66.437
61.799
OUTRAS RECEITAS
1.290
1.290
Receita Requerida Líquida
189.487
184.849
Receita Verificada
228.436
228.436
Reposicionamento Tarifário
-17,05%
-19,08%
ENERGISA NF - IPCA
VNR
CHC
PARCELA A
44.637
44.637
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
20.255
20.255
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
230
230
REMUNERAÇÃO
11.130
9.539
QRR
5.344
4.476
TOTAL PARCELA B
36.959
34.500
OUTRAS RECEITAS
786
786
Receita Requerida Líquida
80.810
78.351
Receita Verificada
72.778
72.778
Reposicionamento Tarifário
11,04%
7,66%
214
ENRGISA BORBOREMA - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
CELG-D - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
CHC
1.380.809
1.380.809
COELCE - IPCA
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
VNR
78.135
78.135
28.420
28.420
6.125
4.138
38.683
496
116.322
109.541
6,19%
6.036
4.078
38.534
496
116.173
109.541
6,05%
476.247
18.594
157.383
99.963
752.187
20.546
2.112.450
2.335.694
-9,56%
476.247
18.594
145.346
92.177
732.364
20.546
2.092.627
2.335.694
-10,41%
CHC
970.966
333.015
21.017
201.486
97.989
653.507
8.102
1.616.371
1.773.998
-8,89%
970.966
333.015
21.017
245.585
120.808
720.425
8.102
1.683.289
1.773.998
-5,11%
CFLO
VNR
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
CEMIG - IPCA
VNR
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
AMPLA - IPCA
VNR
PARCELA A
PARCELA B
EMPRESA REFERÊNCIA
RECEITAS IRRECUPERÁVEIS
REMUNERAÇÃO
QRR
TOTAL PARCELA B
OUTRAS RECEITAS
Receita Requerida Líquida
Receita Verificada
Reposicionamento Tarifário
CHC
35.482
35.482
11.784
149
2.078
1.577
15.588
473
50.597
54.173
-6,60%
11.784
149
1.490
1.108
14.531
473
49.540
54.173
-8,55%
3.652.018
1.204.854
50.672
679.187
561.836
2.496.549
28.414
6.120.153
7.619.755
-19,68%
1.689.465
428.358
445.655
192.794
1.066.807
14.170
2.742.102
2.692.728
1,83%
CHC
3.652.018
1.204.854
50.672
408.242
343.063
2.006.831
28.414
5.630.435
7.619.755
-26,11%
CHC
1.689.465
428.358
515.133
223.504
1.166.995
14.170
2.842.290
2.692.728
5,55%
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